EMPRESA NACIONAL DEL PETROLEO Y FILIALES Estados financieros consolidados intermedios 30 de junio de 2015

CONTENIDO Informe de revisión del auditor independiente Estado de situación financiera consolidados intermedios Estado de resultado integral consolidados intermedios Estado de cambios en el patrimonio neto consolidados intermedios Estado de flujos de efectivo consolidados intermedios Notas a los estados financieros consolidados intermedios

M$ - Miles de pesos chilenos MUS$ - Miles de dólares estadounidenses UF - Unidades de fomento

INFORME DE REVISIÓN DEL AUDITOR INDEPENDIENTE Santiago, 30 de julio de 2015 Señores Presidente y Directores Empresa Nacional del Petróleo Hemos revisado el estado de situación financiera consolidado intermedio adjunto de Empresa Nacional del Petróleo y filiales al 30 de junio de 2015, y los estados consolidados intermedios de resultados y de resultados integrales por los periodos de seis y tres meses terminados el 30 de junio de 2015 y los correspondientes estados consolidados intermedios de flujos de efectivo y de cambios en el patrimonio por el período de seis meses terminado en esa fecha. Responsabilidad de la Administración por los estados financieros consolidado intermedios La Administración es responsable por la preparación y presentación razonable de la información financiera intermedia de acuerdo con instrucciones y normas de preparación y presentación de información financiera emitidas por la Superintendencia de Valores y Seguros descritas en Nota 3 a los estados financieros consolidados intermedios. Esta responsabilidad incluye el diseño, implementación y el mantenimiento de un control interno suficiente para proporcionar una base razonable para la preparación y presentación razonable de la información financiera intermedia, de acuerdo con el marco de preparación y presentación de información financiera aplicable. Responsabilidad del auditor Nuestra responsabilidad es realizar nuestra revisión de acuerdo con normas de auditoría generalmente aceptadas en Chile aplicables a revisiones de información financiera intermedia. Una revisión de información financiera intermedia consiste principalmente en aplicar procedimientos analíticos y efectuar indagaciones a las personas responsables de los asuntos contables y financieros. El alcance de una revisión, es substancialmente menor que el de una auditoría efectuada de acuerdo con normas de auditoría generalmente aceptadas en Chile, cuyo objetivo es la expresión de una opinión sobre la información financiera. Por lo tanto, no expresamos tal tipo de opinión. Conclusión Basados en nuestra revisión, no tenemos conocimiento de cualquier modificación significativa que debiera hacerse a la información financiera intermedia para que esté de acuerdo con las instrucciones y normas de preparación y presentación de información financiera emitida por la Superintendencia de Valores y Seguros descritas en Nota 3 a los estados financieros consolidados intermedios. Base de contabilización Tal como se describe en Nota 3 a los estados financieros consolidados intermedios, en virtud de sus atribuciones la Superintendencia de Valores y Seguros con fecha 17 de octubre de 2014 emitió el Oficio Circular N° 856 instruyendo a las entidades fiscalizadas, registrar contra patrimonio las diferencias en activos y pasivos por impuestos diferidos que se produzcan como efecto directo del incremento en la tasa de impuestos de primera categoría introducido por la Ley 20.780. Con este hecho se ha originado un cambio en el marco de preparación y presentación de información financiera aplicado hasta esa fecha, el cual correspondía a las Normas Internacionales de Información Financiera. Este cambio de marco contable no tiene efectos sobre los estados consolidados intermedios al 30 de junio de 2015 y 2014 y los correspondientes estados consolidados intermedios de cambios en el patrimonio y de flujos de efectivo por los períodos de seis meses terminados en esas fechas, que se presentan para efectos comparativos. Nuestra conclusión no se modifica respecto de este asunto.

Santiago, 30 de julio de 2015 Empresa Nacional del Petróleo 2

Otros asuntos – Estado de situación financiera consolidados al 31 de diciembre de 2014 Con fecha 29 de enero de 2015 emitimos una opinión sin salvedades sobre los estados financieros consolidados al 31 de diciembre de 2014 y 2013 de Empresa Nacional del Petróleo y filiales, en los cuales se incluye el estado de situación financiera al 31 de diciembre de 2014 que se presenta en los estados financieros consolidados intermedios adjuntos, además de sus correspondientes notas. Otros asuntos – Estados financieros consolidados intermedios al 30 de junio de 2014 Los estados consolidados intermedios de resultados y de resultados integrales por los períodos de seis meses terminados el 30 de junio de 2014 y los correspondientes estados consolidados intermedios de cambios en el patrimonio y de flujos de efectivo por el período de seis meses terminado en esa fecha y sus correspondientes notas, fueron revisados por nosotros y en nuestro informe, de fecha 29 de julio de 2014, concluimos que no teníamos conocimiento de cualquier modificación significativa que debiera hacerse a la información financiera intermedia para que esté de acuerdo con NIC 34 incorporada en las Normas Internacionales de Información Financiera.

Ariel Olguín Pisani RUT.: 6.504.283-5

ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA CONSOLIDADOS INTERMEDIOS

CORRESPONDIENTES AL PERIODO TERMINADO AL 30 DE JUNIO DE 2015

EMPRESA NACIONAL DEL PETRÓLEO 2015

ENAP Y FILIALES

ESTADOS DE SITUACION FINANCIERA CONSOLIDADOS INTERMEDIOS AL 30 DE JUNIO DE 2015 (NO AUDITADO) Y 31 DE DICIEMBRE DE 2014 (En miles de dólares) 30.06.2015 MUS$

31.12.2014 MUS$

115.034 21.563 18.567 639.947 43.168 779.625 76.061

153.511 210.788 4.973 699.982 32.536 740.801 81.731

1.693.965

1.924.322

14.154 44.631 14.836 3.720 148.289 3.083 2.782.896 7.597 804.384

14.154 48.690 15.542 2.435 126.922 3.083 2.753.166 7.642 761.336

Total activos no corrientes

3.823.590

3.732.970

TOTAL ACTIVOS

5.517.555

5.657.292

ACTIVOS Activos corrientes Efectivo y equivalentes al efectivo Otros activos financieros, corrientes Otros activos no financieros, corrientes Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar, corrientes Cuentas por cobrar a entidades relacionadas, corrientes Inventarios, corrientes Activos por impuestos corrientes, corrientes

Nota N°

7 8 9 10 11 12 13

Total activos corrientes Activos no corrientes Otros activos financieros, no corrientes Otros activos no financieros, no corrientes Cuentas por cobrar, no corrientes Cuentas por cobrar a entidades relacionadas, no corrientes Inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación Activos intangibles distintos de la plusvalía Propiedades, planta y equipo Propiedad de inversión Activos por impuestos diferidos

8 9 10 11 14 15 19 13

Las notas adjuntas forman parte integral de estos estados financieros consolidados intermedios.

ENAP Y FILIALES ESTADOS DE SITUACION FINANCIERA CONSOLIDADOS INTERMEDIOS AL 30 DE JUNIO DE 2015 (NO AUDITADO) Y 31 DE DICIEMBRE DE 2014 (En miles de dólares)

PATRIMONIO Y PASIVOS Pasivos corrientes Otros pasivos financieros, corrientes Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar Cuentas por pagar a entidades relacionadas, corrientes Otras provisiones a corto plazo Pasivos por impuestos, corrientes Provisiones corrientes por beneficios a los empleados Otros pasivos no financieros, corrientes

Nota N°

20 21 11 22 13 23

30.06.2015 MUS$

31.12.2014 MUS$

478.417 555.556 25.996 2.717 78.990 38.420 9.540

459.241 730.005 46.167 2.775 98.514 44.927 10.791

1.189.636

1.392.420

3.323.441 3.915 114.691 120.243 103.214 714

3.372.248 5.442 105.584 129.253 105.864 905

Total pasivos no corrientes

3.666.218

3.719.296

Total pasivos

4.855.854

5.111.716

Total pasivos corrientes Pasivos no corrientes Otros pasivos financieros, no corrientes Otras cuentas por pagar, no corrientes Otras provisiones, no corrientes Pasivos por impuestos diferidos Provisiones no corrientes por beneficios a los empleados Otros pasivos no financieros, no corrientes

20 21 22 13 23

Patrimonio Capital emitido Pérdidas acumuladas Otras reservas

24 24 24

1.232.332 (507.799) (75.921)

1.232.332 (637.827) (61.400)

Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora Participaciones no controladoras

25

648.612 13.089

533.105 12.471

661.701

545.576

5.517.555 0,00 Las notas adjuntas forman parte integral de estos estados financieros consolidados intermedios.

5.657.292 0,00

Patrimonio total

TOTAL PATRIMONIO Y PASIVOS

ENAP Y FILIALES ESTADOS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS INTERMEDIOS POR LOS PERIODOS DE SEIS Y TRES MESES TERMINADOS AL 30 DE JUNIO DE 2015 Y 2014 (NO AUDITADOS) (En miles de dólares)

Estado de Resultados Ganancia (pérdida) Ingresos de actividades ordinarias Costos de ventas Margen bruto Otros ingresos, por función Costos de distribución Gasto de administración Otros gastos, por función Otras ganancias (pérdidas) Ingresos financieros Costos financieros Participación en las ganancias y (pérdidas) de asociadas y negocios conjuntos que se contabilicen utilizando el método de la participación Diferencias de cambio

Nota N° 27 28

29 30

31

Ganancia

01.04.2015 30.06.2015 MUS$

01.04.2014 30.06.2014 MUS$

3.391.932 (3.033.361)

5.255.287 (5.009.863)

1.758.920 (1.571.490)

2.680.772 (2.566.323)

358.571 14.856 (98.815) (40.938) (41.910) 7 3.142 (95.816)

245.424 20.707 (89.280) (39.771) (39.959) 2.198 3.794 (86.623)

187.430 8.583 (48.523) (21.073) (18.404) 243 1.337 (49.795)

114.449 15.437 (46.580) (18.810) (29.742) (403) 2.305 (41.428)

6.217

8.061

4.022

3.444

33

(11.784)

(11.814)

(7.029)

(11.201)

93.530

12.737

56.791

(12.529)

38.742

46.075

10.144

55.667

132.272

58.812

66.935

43.138

131.847 425

57.883 929

66.925 10

42.209 929

132.272

58.812

66.935

43.138

13

Ganancia Ganancia, atribuible a: Ganancia, atribuible a los propietarios de la controladora Ganancia, atribuible a participaciones no controladoras

01.01.2014 30.06.2014 MUS$

14

Ganancia, antes de impuestos Beneficio (gasto) por impuesto a las ganancias

01.01.2015 30.06.2015 MUS$

25

Las notas adjuntas forman parte integral de estos estados financieros consolidados intermedios.

ENAP Y FILIALES ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES CONSOLIDADOS INTERMEDIOS POR LOS PERIODOS DE SEIS Y TRES MESES TERMINADOS AL 30 DE JUNIO DE 2015 Y 2014 (NO AUDITADOS) (En miles de dólares)

Estado de resultado integral

Ganancia (pérdida)

01.01.2015 30.06.2015

01.01.2014 30.06.2014

MUS$

MUS$

132.272

01.04.2015 30.06.2015 MUS$

01.04.2014 30.06.2014 MUS$

58.812

66.935

43.138

(2.424)

2.585

(2.424)

2.585

(2.424)

2.585

(2.424)

2.585

Componentes de otro resultado integral que no se reclasificarán al resultado del periodo, antes de impuestos

Componentes de otro resultado integral que no se reclasificarán al resultado del periodo Otro resultado integral, antes de impuestos, ganancias (pérdidas) por nuevas mediciones de planes de beneficios definidos Total otro resultado integral que no se reclasificará al resultado del periodo, antes de impuestos Componentes de otro resultado integral que se reclasificarán al resultado del periodo, antes de impuestos

Diferencias de cambio por conversión Ganancias (pérdidas) por diferencias de cambio de conversión, antes de impuestos

(852)

(968)

(350)

(32)

151.345 (165.495)

(23.663) 19.736

(88.194) 73.201

(56.932) 23.337

(14.150)

(3.927)

(14.993)

(33.595)

-

(2.279)

-

(1.446)

(15.002)

(7.174)

(15.343)

(35.073)

Coberturas de flujo de efectivo Ganancias (pérdidas) por coberturas de flujos de efectivo, antes de impuestos Ajustes de reclasificación en coberturas de flujos de efectivo, antes de impuestos

Otro resultado integral, antes de impuestos, coberturas del flujo de efectivo Participación en el otro resultado integral de asociadas contabilizados utilizando el método de la participación Total otro resultado integral que se reclasificará al resultado de periodo, antes de impuestos Impuestos a las ganancias relativos a componentes de otro resultado integral que no se reclasificará al resultado del periodo

391

(517)

391

192 2.322

194 (2.066)

79 3.640

7 9.960

Otro resultado integral

(14.521)

(6.978)

(13.657)

(23.038)

Resultado integral total

117.751

51.834

53.278

20.100

Resultado integral atribuible a los propietarios de la controladora Resultado integral atribuible a participaciones no controladoras

117.326 425

50.905 929

53.268 10

19.171 929

Resultado integral total

117.751

51.834

53.278

20.100

Impuesto a las ganancias relativo a nuevas mediciones de planes de beneficios definidos de otro resultado integral

(517)

Impuestos a las ganancias relativos a componentes de otro resultado integral que se reclasificará al resultado del periodo Impuesto a las ganancias relacionado con diferencias de cambio de conversión de otro resultado integral Impuesto a las ganancias relacionado con coberturas de flujos de efectivo

Las notas adjuntas forman parte integral de estos estados financieros consolidados intermedios.

ENAP Y FILIALES

ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO CONSOLIDADO INTERMEDIOS POR LOS PERIODOS DE SEIS MESES TERMINADOS AL 30 DE JUNIO DE 2015 Y 2014 (NO AUDITADOS) (En miles de dólares)

Capital emitido MUS$ Saldo Inicial 01.01.2015 Incremento (disminución) por correcciones de errores Saldo Inicial Reexpresado Cambios en patrimonio Resultado Integral Ganancia (pérdida) Otro resultado integral Resultado integral Incremento (disminución) por transferencias y otros cambios Total de cambios en patrimonio

1.232.332 1.232.332

Saldo Final 30.06.2015

Superavit de Revaluación MUS$

(76.561) (76.561)

(8.684) (8.684)

(4.615) (4.615)

-

(660) (660) (660)

(11.828) (11.828) (11.828)

(2.033) (2.033) (2.033)

1.232.332

-

(77.221)

(20.512)

(6.648)

Saldo Inicial 01.01.2014 Incremento (disminución) por correcciones de errores Saldo Inicial Reexpresado Cambios en patrimonio Resultado Integral: Ganancia (pérdida) Otro resultado integral Resultado integral Incremento (disminución) por transferencias y otros cambios Total de cambios en patrimonio

1.232.332 1.232.332

-

(74.282) (74.282)

(66.697) (66.697)

341

-

(774) (774) (774)

(8.272) (8.272) (8.272)

2.068 2.068

Saldo Final 30.06.2014

1.232.332

-

(75.056)

(74.969)

2.409

-

-

Las notas adjuntas forman parte integral de estos estados financieros consolidados intermedios.

-

Reservas por diferencia de cambio por conversión MUS$

Cambios en otras reservas Reservas actuariales en Reservas de planes de coberturas de beneficios flujo de caja definidos MUS$ MUS$

-

-

341

2.068

Reservas por remedición de activos financieros disponibles para la venta MUS$

Otras reservas varias MUS$

1.190 1.190

27.270 27.270

(61.400) (61.400)

-

(14.521) (14.521) (14.521)

1.190

27.270

1.190 1.190

27.195 27.195

-

1.190

27.195

Ganancias (pérdidas) acumuladas MUS$

Patrimonio neto atribuible a los propietarios de la controladora MUS$

Participaciones no controladora MUS$

Patrimonio total MUS$

(637.827) (637.827)

533.105 533.105

12.471 12.471

545.576 545.576

131.847 131.847 (1.819) 130.028

131.847 (14.521) 117.326 (1.819) 115.507

(75.921)

(507.799)

648.612

13.089

661.701

(112.253) (112.253)

(902.217) (902.217)

217.862 217.862

12.720 12.720

230.582 230.582

(6.978) (6.978) (6.978)

57.883 57.883 (7) 57.876

(119.231)

(844.341)

Otras reservas MUS$

57.883 (6.978) 50.905 (7) 50.898 268.760

425 425 193 618

929 929 (975) (46) 12.674

132.272 (14.521) 117.751 (1.626) 116.125

58.812 (6.978) 51.834 (982) 50.852 281.434

ENAP Y FILIALES ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVOS CONSOLIDADOS INTERMEDIOS POR LOS PERIODOS DE SEIS MESES TERMINADOS AL 30 DE JUNIO DE 2015 Y 2014 (NO AUDITADOS) (En miles de dólares)

Estado de Flujos de Efectivo Directo Flujos de efectivo procedentes de (utilizados en) actividades de operación Clases de cobros por actividades de operación Cobros procedentes de las ventas de bienes y prestación de servicios Otros cobros (pagos) por actividades de operación Clases de pagos Pagos a proveedores por el suministro de bienes y servicios Pagos a y por cuenta de los empleados Otros pagos por actividades de operación Dividendos pagados Dividendos recibidos Intereses pagados Intereses recibidos Impuestos a las ganancias reembolsados (pagados) Otras (salidas) entradas de efectivo Flujos de efectivo procedentes de actividades de operación

30.06.2015 MUS$

30.06.2014 MUS$

4.917.609 32.291

7.419.792 19.351

(3.387.061) (153.585) (998.315) (1.665) 10.481 (478) 3.479 (32.781) (4.923)

(5.933.217) (181.038) (1.147.980) (1.350) 15.580 (3.981) 3.512 (48.504) 15.498

385.052

157.663

Flujos de efectivo procedentes de (utilizados en) actividades de inversión Compra de participaciones no controladoras Préstamos a entidades relacionadas Compras de propiedades, planta y equipo Anticipos de efectivo y préstamos concedidos a terceros Cobros procedentes del reembolso de anticipos y préstamos concedidos a terceros Cobros a entidades relacionadas

(20.000) (3.268) (267.950) (343) 502 2.013

(171.255) (627) 1.236 1.524

Flujos de efectivo utilizados en actividades de inversión

(289.046)

(169.122)

Flujos deprocedentes efectivo procedentes de de (utilizados en) actividades de financiación Importes de préstamos largo plazo Importes procedentes de préstamos de corto plazo Pagos de préstamos Pagos de pasivos por arrendamientos financieros Intereses pagados Otras entradas de efectivo (Nota N° 3.1.y.)

128.105 (174.787) (979) (76.302) (3.407)

46.485 (140.413) (2.294) (74.943) (152.906)

Flujos de efectivo utilizados en actividades de financiación Disminución neta en el efectivo y equivalentes al efectivo, antes del efecto de los cambios en la tasa de cambio

(127.370)

(324.071)

(31.364)

(335.530)

Efectos de la variación en la tasa de cambio sobre el efectivo y equivalentes al efectivo Efectos de la variación en la tasa de cambio sobre el efectivo y equivalentes al efectivo Disminución neta de efectivo y equivalentes al efectivo Efectivo y equivalentes al efectivo al inicio del periodo

(7.113) (38.477) 153.511

(7.981) (343.511) 469.013

Efectivo y equivalentes al efectivo al final del periodo

115.034

125.502

Las notas adjuntas forman parte integral de estos estados financieros consolidados intermedios.

ENAP Y FILIALES

Índice Página

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 17. 18. 19. 20. 21. 22. 23. 24. 25. 26. 27. 28. 29. 30. 31. 32. 33. 34. 35. 36. 37. 38. 39.

Información general Descripción del negocio Resumen de principales políticas contables aplicadas Gestión de riesgos financieros y definición de coberturas Estimaciones y juicios contables críticos Activos financieros Efectivo y equivalentes al efectivo Otros activos financieros corrientes y no corrientes Otros activos no financieros corrientes y no corrientes Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar Saldos y transacciones con entidades relacionadas Inventarios Activos y pasivos por impuestos corrientes y diferidos Inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación Propiedades, planta y equipo Pérdidas por deterioro y provisiones Participaciones en operaciones conjuntas Otros negocios Propiedades de inversión Otros pasivos financieros Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar Otras provisiones Provisiones por beneficios a los empleados Patrimonio Interés no controlable Segmentos de negocio Ingresos de actividades ordinarias Costos de ventas Costos de distribución Otros gastos, por función Costos financieros Gastos del personal Diferencias de cambio Moneda extranjera Información sobre medio ambiente Juicios y compromisos comerciales Garantías comprometidas con terceros Ámbito de consolidación Hechos posteriores

1 1 2 17 22 23 24 25 25 26 27 29 30 33 36 39 40 46 48 48 57 57 58 61 64 64 68 69 69 69 70 70 70 71 71 73 78 78 80

ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS INTERMEDIOS A JUNIO 2015 (NO AUDITADOS)

(En miles de dólares)

1. INFORMACIÓN GENERAL Empresa Nacional del Petróleo (en adelante “la Empresa” o “ENAP”), es la matriz del grupo de empresas a que se refieren los presentes estados financieros consolidados intermedios (en adelante “Grupo ENAP”). Con fecha 4 de octubre de 2002, la Empresa fue inscrita en el Registro de Valores de la Superintendencia de Valores y Seguros, bajo el Nº 783. De acuerdo a lo anterior, la Empresa se encuentra sujeta a las normas y a la fiscalización de la citada Superintendencia. ENAP fue creada por la Ley 9.618 de fecha 19 de junio de 1950 y es de propiedad del Estado de Chile, cuyo giro es la exploración, producción y comercialización de hidrocarburos y sus derivados. Los domicilios de la Empresa son en Santiago, Avenida Vitacura 2736 Piso 10, Las Condes y en Punta Arenas, José Nogueira 1101. Los estados financieros consolidados intermedios de la Empresa correspondientes al periodo terminado al 30 de junio de 2015, fueron aprobados por su Directorio en Sesión Ordinaria Nº 1.121 de fecha 30 de julio de 2015. Los estados financieros consolidados intermedios de la Empresa correspondientes al ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2014 fueron aprobados por su Directorio en Sesión Ordinaria Nº1.114 de fecha 29 de enero de 2015.

2. DESCRIPCIÓN DEL NEGOCIO La actividad principal de ENAP, de acuerdo con la Ley 9.618 y sus modificaciones posteriores, es la exploración, explotación o beneficio de yacimientos que contengan hidrocarburos, actividad que está facultada para desarrollar dentro y fuera del territorio nacional. Sus filiales son: - Enap Refinerías S.A., la cual comenzó a operar oficialmente el 1 de enero de 2004, cuyo domicilio social es Avenida Borgoño 25.777 Comuna de Concón - Quinta Región. Enap Refinerías S.A., nace de la fusión entre Petrox S.A. Refinería de Petróleo y Refinería de Petróleo de Concón S.A. (RPC), mediante la incorporación de esta última a la primera, acuerdo adoptado en Junta General Extraordinaria de Accionistas de Petrox S.A. Refinería de Petróleo, realizada el 23 de diciembre de 2003. El giro comercial de Enap Refinerías S.A. (Ex - Petrox S.A. Refinería de Petróleo) es la importación, elaboración, almacenamiento y comercialización de hidrocarburos y sus derivados y todas las demás actividades que directa o indirectamente se relacionan con las aquí mencionadas y con las que en forma detallada se expresan en el artículo tercero del estatuto social vigente. - Enap Sipetrol S.A. realiza fuera del territorio nacional una o más de las actividades de exploración, explotación o beneficio de yacimientos que contengan hidrocarburos. Enap Sipetrol S.A. posee sucursales en Ecuador y Venezuela, y filiales en Argentina, Ecuador, Uruguay, Reino Unido, además de sus operaciones conjuntas. Por medio de la filial en Uruguay participa en actividades de producción en Egipto. La sucursal de Venezuela y la filial en Reino Unido (Enap Sipetrol Limited), se encuentran sin actividad económica. - PetroServicio Corp. S.A. filial argentina, la cual se encuentra en proceso de cierre de sus operaciones. - Gas de Chile S.A. se encuentra sin actividad económica. Las filiales Enap Refinerías S.A. y Enap Sipetrol S.A. son sociedades anónimas cerradas, inscritas voluntariamente en el Registro Especial de Entidades Informantes de la Superintendencia de Valores y Seguros (SVS), bajo los números 95 y 187 respectivamente. 1

3. RESUMEN DE PRINCIPALES POLÍTICAS CONTABLES APLICADAS 3.1 Principios contables Los presentes estados financieros consolidados intermedios, se presentan en miles de dólares de los Estados Unidos de Norteamérica y se han preparado a partir de los registros de contabilidad mantenidos por ENAP y Filiales (en adelante el “Grupo” o la “Empresa”). Los Estados financieros consolidados intermedios de la Empresa por el período de seis y tres meses terminado el 30 de junio de 2015 y los estados financieros consolidados por el año terminado al 31 de diciembre de 2014 han sido preparados de acuerdo las Normas Internacionales de Información Financiera, emitidas por el International Accounting Standards Board (en adelante “IASB”), e instrucciones de la Superintendencia de Valores y Seguros de Chile (SVS). De existir discrepancias entre las NIIF y las instrucciones de la SVS, priman estas últimas sobre las primeras. Al 31 de diciembre de 2014, la única instrucción de la SVS que contraviene las NIIF se refiere al registro particular de los efectos del reconocimiento de los impuestos diferidos establecidos en el Oficio Circular (OC) N°856 de fecha 17 de octubre de 2014, con motivo de la entrada en vigencia de una reforma tributaria. La preparación de los presentes estados financieros consolidados intermedios requiere el uso de estimaciones y supuestos por parte de la Administración del Grupo ENAP. Estas estimaciones están basadas en el mejor saber de la administración sobre los montos reportados, eventos o acciones. El detalle de las estimaciones y juicios contables críticos se detallan en la Nota 5. A continuación se describen las principales políticas contables adoptadas en la preparación de estos estados financieros consolidados intermedios, estas políticas han sido definidas en función de las NIC y NIIF vigentes al 30 de junio de 2015 y han sido aplicadas de manera uniforme a los periodos que se presentan en estos estados financieros consolidados intermedios. a. Bases de preparación – Los presentes estados financieros consolidados intermedios del Grupo ENAP comprenden el estado de situación financiera al 30 de junio de 2015 y 31 de diciembre de 2014, el estado de resultados y el estado de resultados integrales por los periodos de seis y tres meses terminados al 30 de junio de 2015 y 2014, el estado de cambios en el patrimonio neto y el estado de flujos de efectivo por los periodos de seis y tres meses terminados al 30 de junio de 2015 y 2014. Estos estados financieros consolidados intermedios han sido preparados sobre la base del costo histórico, excepto los instrumentos financieros que son medidos a valor razonable como se explica en las políticas contables descritas a continuación. El costo histórico, generalmente se basa en el valor razonable de la consideración entregada en un intercambio de activos.

Para el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2014 se han efectuado reclasificaciones menores para facilitar su comparación con el periodo terminado al 30 de junio de 2015. Estas reclasificaciones no modifican el resultado ni el patrimonio del ejercicio anterior. b. Bases de consolidación – Los presentes estados financieros consolidados intermedios del Grupo ENAP incluyen los activos, pasivos, ingresos, gastos y flujos de caja de ENAP y de las entidades controladas por ENAP ya sean subsidiarias y entidades estructuradas, después de eliminar las transacciones entre compañías relacionadas. Los estados financieros de las entidades dependientes tienen moneda funcional y moneda de presentación dólares de los Estados Unidos de Norteamérica. Los resultados de los negocios adquiridos durante el ejercicio se imputan a los estados financieros consolidados intermedios desde la fecha efectiva de adquisición; los resultados de los negocios vendidos durante el ejercicio se incluyen en los estados financieros consolidados intermedios para el ejercicio hasta la fecha efectiva de enajenación. 2

Las ganancias o pérdidas de la enajenación se calculan como la diferencia entre los ingresos obtenidos de las ventas (netos de gastos) y los activos atribuibles a la participación que se ha vendido. i) Filiales Las filiales, incluyendo la Entidad Estructurada, son aquellas sobre las que el Grupo ENAP ejerce, directa o indirectamente su control, entendido como la capacidad de poder dirigir las políticas operativas y financieras de una empresa para obtener beneficios de sus actividades. Esta capacidad se manifiesta, en general aunque no únicamente, por la propiedad, directa o indirecta, del 50% o más de los derechos políticos en la entidad. Asimismo, se consolidan aquellas entidades en las que, a pesar de no tener este porcentaje de participación, se entiende que sus actividades se realizan en beneficio del Grupo ENAP, estando expuesto a la mayoría de los riesgos y beneficios de la entidad dependiente. A la hora de evaluar si el Grupo ENAP controla a otra entidad se considera la existencia y el efecto de los derechos potenciales de voto que sean actualmente susceptibles de ser ejercidos. Las filiales se consolidan a partir de la fecha en que se transfiere el control al Grupo ENAP, y se excluyen de la consolidación en la fecha en que cesa el mismo. Para contabilizar la adquisición de las afiliadas se utiliza el método de adquisición, según este método el costo de adquisición es el valor razonable de los activos entregados, de los instrumentos de patrimonio emitidos y de los pasivos incurridos o asumidos en la fecha de intercambio. Los activos identificables adquiridos y los pasivos y contingencias identificables asumidos en una combinación de negocios se valoran inicialmente por su valor razonable a la fecha de adquisición. El exceso del costo de adquisición sobre el valor razonable de la participación del Grupo en los activos netos identificables adquiridos, se reconoce como “Plusvalía”. Si el costo de adquisición es menor que el valor razonable de los activos netos de la afiliada adquirida, la diferencia se reconoce directamente como utilidad en el estado de resultados. En el caso de las filiales de propiedad parcial, las participaciones no controladoras en el patrimonio y en los resultados del ejercicio de las sociedades filiales se presentan, respectivamente, en los rubros “Participaciones no controladoras” del estado de situación financiera consolidado y “Ganancia (pérdida), atribuible a participaciones no controladoras” en el estado de resultados del ejercicio consolidado y “Resultado integral atribuible a participaciones no controladoras” en el estado de resultados integrales consolidado. Se eliminan las transacciones intercompañías, los saldos y las ganancias no realizadas por transacciones entre entidades. Las pérdidas no realizadas también se eliminan, a menos que la transacción proporcione evidencia de una pérdida por deterioro del activo transferido. Cuando es necesario para asegurar su uniformidad con las políticas adoptadas, se modifican las políticas contables de las afiliadas. En el siguiente cuadro, se detallan las sociedades filiales directas, indirectas y la Entidad Estructurada, que han sido consolidadas por ENAP.

Sociedad Enap Refinerías S.A. Petro Servicios Corp. S.A. Enap Sipetrol S.A. Gas de Chile S.A. Enap Sipetrol Argentina S.A. Enap Sipetrol (UK) Limited Sipetrol International S.A.

Domicilio

Relación con matriz

Chile Argentina Chile Chile Argentina Reino Unido Uruguay

Filial directa Filial directa Filial directa Filial directa Filial indirecta Filial indirecta Filial indirecta

Porcentaje de participación accionaria 30.06.2015 31.12.2014 99,98% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00%

99,98% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00%

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Sociedad

Sociedad Internacional Petrolera Enap Ecuador S.A. EOP Operaciones Petroleras S.A. (1) Energía Concón S.A. Petrosul S.A. Productora de Diesel S.A. Compañía de Hidrógeno del Bío-Bío S.A.

Domicilio

Relación con matriz

Ecuador Ecuador Chile Chile Chile Chile

Filial indirecta Filial indirecta Filial indirecta Filial indirecta Filial indirecta Entidad estructurada

Porcentaje de participación accionaria 30.06.2015 31.12.2014 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 10,00%

100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 10,00%

Cambios durante el primer semestre de 2015: Con fecha 22 de octubre de 2014, la filiales ENAP Sipetrol S.A. y ENAP Refinerías S.A. formaron la filial EOP Operaciones Petroleras S.A. en la ciudad de Quito, Ecuador, inscrita en el Registro de Escrituras Públicas de ese país el 5 de enero de 2015, con una participación de un 99% (99.000 acciones) y 1% respectivamente (1.000 acciones). EOP Operaciones Petroleras S.A. es miembro Operador en un contrato, con la Secretaría de Hidrocarburos de Ecuador, de Prestación de Servicios para la Exploración y Explotación de Hidrocarburos del Bloque Veinte y ocho (28) de la región Amazónica Ecuatoriana, a través del Consorcio del Bloque 28 constituido el 7 de abril de 2015 por Empresa Pública de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Petroamazonas EP (51%), EOP Operaciones Petroleras S.A.(42%) y Empresa Estatal Unitaria Unión de Empresas Productoras Belorusneft (7%). Las primeras actividades programadas tienen que ver con estudios geológicos de superficie, la tramitación de permisos sociales y ambientales, y la perforación de un pozo exploratorio. Cambios durante el año 2014: Con fecha 10 de diciembre de 2014, ENAP vendió a su filial ENAP Refinerías S.A. 2.087 acciones de Eteres y Alcoholes S.A., representativas del 20,87% de participación en el capital social, en MUS$3.800, equivalentes al valor libro de las acciones. Mediante esta compraventa, la totalidad de las acciones de Eteres y Alcoholes S.A., quedó en poder de ENAP Refinerías S.A., produciéndose la disolución de la sociedad de acuerdo al artículo 103 N°2 de la Ley de Sociedades Anónimas.

ii) Acuerdos conjuntos Los principios para la presentación de información financiera donde la empresa tiene una participación en acuerdos que son controlados conjuntamente, se reconocen de acuerdo a NIIF 11 “Acuerdos conjuntos”. Un acuerdo conjunto puede tomar las formas de una operación conjunta o un negocio conjunto, para su distinción una entidad determinará el tipo de acuerdo conjunto en el que está involucrada considerando sus derechos y obligaciones surgidos del acuerdo, adicionalmente evaluará sus derechos y obligaciones considerando la estructura y forma legal del acuerdo, las cláusulas acordadas por las partes en el acuerdo contractual y, otros factores y circunstancias, cuando sean relevantes.  Una operación conjunta es un acuerdo conjunto mediante el cual las partes que tienen control conjunto del acuerdo tienen derechos a los activos y obligaciones con respecto a los pasivos, relacionados con el acuerdo. Esas partes se denominan operadores conjuntos. Un operador conjunto reconocerá en relación con su participación en una operación conjunta: (i) (ii) (iii)

sus activos, incluyendo su participación en los activos mantenidos conjuntamente; sus pasivos, incluyendo su participación en los pasivos incurridos conjuntamente; sus ingresos de actividades ordinarias procedentes de la venta de su participación en el producto que surge de la operación conjunta; 4

(iv) (v)

su participación en los ingresos de actividades ordinarias procedentes de la venta del producto que realiza la operación conjunta; y sus gastos, incluyendo su participación en los gastos incurridos conjuntamente.

 Un negocio conjunto es un acuerdo conjunto mediante el cual las partes que tienen control conjunto del acuerdo tienen derechos a los activos netos del acuerdo. Esas partes se denominan partícipes de un negocio conjunto. Un partícipe de un negocio conjunto contabilizará en los estados financieros consolidados intermedios su participación en un negocio conjunto como una inversión en asociadas utilizando el método de la participación. iii) Entidad Estructurada Se considera una Entidad Estructurada, a una organización que se constituye con un propósito o duración limitada. Pueden servir como organizaciones intermediarias, de alguna manera estas organizaciones cumplen con el rol de aislar el riesgo financiero. De esta forma el Grupo ENAP en virtud de pactos o acuerdos entre accionistas, o como consecuencia de la estructura, ejerce el control de Compañía de Hidrógeno del Bío-Bío S.A. (en adelante “CHBB”), aunque posee una participación inferior al 50% tiene la consideración de “Sociedad Filial”. También se ha reconocido el interés no controlador que corresponde al porcentaje de participación de terceros en esta entidad estructurada. Los principios y procedimientos de contabilidad utilizados en esta sociedad (entidad estructurada), se han homogenizado con los de Grupo ENAP con el fin de presentar los estados financieros consolidados intermedios en base a normas de valoración homogéneas. c. Moneda funcional - La moneda funcional y de presentación del Grupo ENAP es el dólar de los Estados Unidos de Norteamérica. La moneda funcional para cada entidad del Grupo ENAP se ha determinado como la moneda del ambiente económico principal en el que opera. Las transacciones distintas a las que se realizan en la moneda funcional de la entidad se han convertido a la tasa de cambio vigente a la fecha de la transacción. Los activos y pasivos monetarios expresados en monedas distintas a la funcional se han convertido a las tasas de cambio de cierre. El patrimonio neto se mantiene a tipo de cambio histórico a la fecha de su adquisición o aportación. Las ganancias y pérdidas por la conversión se han incluido en las utilidades o pérdidas netas del ejercicio dentro de otras partidas financieras. d. Bases de conversión - Los activos y pasivos en pesos chilenos, en unidades de fomento y otras monedas, han sido traducidos a dólares a los tipos de cambio vigentes a la fecha de los presentes estados financieros, de acuerdo al siguiente detalle:

Pesos Chilenos Pesos Argentinos Libra Esterlina Libra Egipcia Unidad de Fomento Franco Suizo EURO

30.06.2015 US$ 639,04 9,08 0,64 7,61 0,03 0,94 0,90

31.12.2014 US$ 606,75 8,55 0,64 7,16 0,02 0,99 0,82

e. Compensación de saldos y transacciones - Como norma general en los estados financieros no se compensan los activos y pasivos y tampoco los ingresos y gastos, salvo en aquellos casos en que la compensación sea requerida o esté permitida por alguna norma y esta presentación sea el reflejo del fondo de la transacción.

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Los ingresos o gastos con origen en transacciones que, contractualmente o por imperativo de una norma o interpretación, contemplan la posibilidad de compensación y el Grupo ENAP tiene la intención de liquidar por su importe neto o de realizar el activo y proceder al pago del pasivo de forma simultánea, se presentan netos en la cuenta de resultados. f. Moneda extranjera - Las transacciones en una divisa distinta de la moneda funcional se consideran transacciones en “moneda extranjera”, y se contabilizan en su moneda funcional al tipo de cambio vigente en la fecha de la operación. Al cierre de cada periodo los saldos del estado de situación financiera de las partidas monetarias en moneda extranjera se valorizan al tipo de cambio vigente a dicha fecha, y las diferencias de cambio que surgen de tal valoración se registran en los estados de resultados del periodo, en el rubro “Diferencias de cambio”. g. Propiedades, planta y equipo - Los bienes de propiedades, planta y equipo son registrados al costo, excluyendo los costos de mantención periódica, menos depreciación acumulada, menos pérdidas por deterioro de valor. El costo de los elementos de propiedades, planta y equipo comprende su precio de adquisición más todos los costos directamente relacionados con la ubicación del activo y su puesta en condiciones de funcionamiento según lo previsto por la gerencia y la estimación inicial de cualquier costo de desmantelamiento y retiro del elemento o de rehabilitación del emplazamiento físico donde se asienta. Adicionalmente, se considera como costo de los elementos de propiedades, planta y equipo, los costos por intereses del financiamiento, atribuibles a la adquisición o construcción de activos que requieren de un período de tiempo sustancial antes de estar listos para su uso. Los gastos de reparaciones, conservación y mantenimiento se imputan a resultados del ejercicio en que se producen. Cabe señalar, que algunos elementos de propiedades, plantas y equipos del Grupo ENAP requieren revisiones periódicas. En este sentido, los elementos objeto de sustitución son reconocidos separadamente del resto del activo y con un nivel de desagregación que permita depreciarlos en el período que medie entre la actual y hasta la siguiente reparación. Las operaciones de exploración se registran de acuerdo a las normas establecidas en la NIIF 6 “Exploración y Evaluación de Recursos Minerales”. Las operaciones de Exploración y Producción de Hidrocarburos se registran de acuerdo con el método de esfuerzos exitosos (successful-efforts). El tratamiento contable de los diferentes costos incurridos bajo este método es el siguiente. i) Los costos originados en la adquisición de nuevos derechos o participaciones en áreas con reservas probadas y no probadas se capitalizan en el rubro Propiedades, planta y equipo. ii) Los costos originados en la adquisición de participaciones en áreas de exploración se capitalizan a su precio de compra y se amortizan con cargo a resultados de acuerdo con el criterio señalado en el rubro Costos de Exploración. En el caso que no se encuentren reservas, estos valores previamente capitalizados, son registrados como gasto en resultados. Cuando el resultado es positivo en la exploración, es decir, existe un descubrimiento comercialmente explotable, los costos se presentan en el rubro Propiedades, Planta y Equipo, a su valor neto contable en el momento que así se determine. Los pozos se clasifican como comerciales únicamente si se espera que generen un volumen de reservas suficiente para justificar su desarrollo comercial. iii) Los costos de exploración, anterior a la perforación, como los gastos de geología y geofísica, costos asociados al mantenimiento de las reservas no probadas y los otros costos relacionados con la exploración se cargan a resultados en el momento en que se incurren. iv) Los costos de perforación incurridos en las campañas exploratorias, incluyendo los pozos exploratorios estratigráficos, se capitalizan y se presentan en el rubro Propiedades, Planta y Equipo, pendientes de la determinación

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de si se han encontrado reservas probadas que justifiquen su desarrollo comercial. Si no se han encontrado reservas probadas, estos costos inicialmente capitalizados son cargados en resultados. v) Los costos de perforación de pozos que hayan dado lugar a un descubrimiento positivo de reservas comercialmente explotables se capitalizan y se presentan en el rubro Propiedades, Planta y Equipo. vi) Los costos de desarrollo incurridos para extraer las reservas probadas y para tratamiento y almacenaje de petróleo y gas (incluyendo costos de perforación de pozos productivos y de pozos en desarrollo secos, plataformas, sistemas de mejora de recuperación, etc.) se capitalizan y se presentan en el rubro Propiedades, Planta y Equipo. vii) Los costos por los futuros abandonos y desmantelamientos de campos están calculados, campo por campo y se capitalizan por su valor estimado. Esta capitalización se realiza con abono al rubro provisiones no corrientes. Las inversiones capitalizadas según los criterios anteriores se amortizan de acuerdo con el siguiente método:  Las inversiones correspondientes a adquisición de reservas probadas se amortizan a lo largo de la vida comercial estimada del yacimiento en función de la relación existente entre la producción del año y las reservas probadas del campo al inicio del período de amortización.  Las inversiones relacionadas con reservas no probadas o de campos en evaluación no se amortizan. Estas inversiones son analizadas, al menos anualmente, o antes si existiera un indicio de deterioro y de producirse un deterioro, éste se reconoce con cargo a resultados.  Los costos originados en perforaciones y las inversiones efectuadas con posterioridad para el desarrollo y extracción de las reservas de hidrocarburos se amortizan a lo largo de la vida comercial estimada del yacimiento, en función de la relación existente entre la producción del año y las reservas probadas desarrolladas del campo al inicio del período de amortización. Los cambios en las estimaciones de reservas se tienen en cuenta en el cálculo de las amortizaciones con carácter prospectivo. Siempre que haya un indicio de que pueda existir un deterioro en el valor de los activos, se compara el valor recuperable de los mismos con su valor neto contable. Cualquier registro o reverso de una pérdida de valor, que surja como consecuencia de esta comparación, se registra con cargo o abono a resultados según corresponda. h. Depreciación - Los elementos de propiedades, planta y equipo, excepto aquellos relacionados con las actividades de exploración y producción de hidrocarburos, se deprecian siguiendo el método lineal, mediante la distribución del costo de adquisición de los activos menos el valor residual estimado entre los años de vida útil estimada de los elementos. A continuación se presentan los rangos de vida útil para los principales elementos de propiedad, planta y equipo: Vida útil años Edificios Planta y Equipo: Plantas Equipo Equipos de tecnología de la información Instalaciones fijas y accesorios Vehículos de motor Mejoras de bienes arrendados - Edificaciones Inversiones en exploración y producción Otras propiedades de planta y equipo

30 y 50 10 y 15 10 y 18 4y 6 10 y 20 7 10 Cuota de agotamiento 3 y 20

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Para aquellos elementos de Propiedades, planta y equipo relacionados con las actividades de exploración y producción de hidrocarburos, la amortización se calcula según el método de unidades de producción (cuotas de agotamiento). El valor residual y la vida útil de los elementos de activos fijos se revisan anualmente y su depreciación comienza cuando los activos están en condiciones de uso. Los terrenos se registran de forma independiente de los edificios o instalaciones que puedan estar asentadas sobre los mismos y se entiende que tienen una vida útil indefinida y por lo tanto, no son objetos de depreciación. El Grupo ENAP evalúa, cuando se presentan factores de indicio de deterioro, la existencia de un posible deterioro de valor de los activos de propiedades, planta y equipo. Mediante la metodología de descontar los flujos futuros a una tasa de descuento real antes de impuesto, las proyecciones consideran un horizonte de 5 años más la perpetuidad para la línea R&C y un horizonte de 20 años sin perpetuidad para la línea E&P. El último análisis se realizó con fecha 31 de diciembre de 2014, dicho análisis concluyó que las inversiones de la línea R&C y la línea E&P no requieren ajustes en tal sentido. i. Propiedades de inversión - El rubro “Propiedades de Inversión” incluye fundamentalmente terrenos y construcciones que se mantienen con el propósito de obtener ganancias en futuras ventas, o bien explotarlos mediante un régimen de arrendamientos. Las propiedades de inversión se valoran por su costo de adquisición neto de su correspondiente depreciación acumulada y las pérdidas por deterioro que hayan experimentado. Las propiedades de inversión, excluidos los terrenos, se deprecian distribuyendo linealmente el costo de los diferentes elementos que lo componen entre los años de vida útil. j. Coligadas o asociadas - Se consideran entidades coligadas o asociadas a aquellas sobre las cuales el Grupo ENAP está en posición de ejercer una influencia significativa, pero no un control ni control conjunto, por medio del poder de participar en las decisiones sobre sus políticas operativas y financieras y son incorporadas en estos estados financieros consolidados intermedios usando el método de la participación. Con carácter general, la influencia significativa se presume en aquellos casos en los que el Grupo ENAP posee una participación superior al 20%. Según el método de la participación, la inversión se registra inicialmente al costo, y es ajustada posteriormente por los cambios posteriores a la adquisición en la parte del inversor, de los activos netos de la participada. El resultado del ejercicio consolidado incluye la participación en el resultado del ejercicio de la participada en el rubro “Participación en ganancias (pérdidas) de asociadas contabilizadas por el método de la participación” y el otro resultado integral incluye su participación en el otro resultado integral de la participada. En el momento de la adquisición de una inversión, la plusvalía relacionada con una asociada, no se reconoce de forma separada, sino que se incluye en el importe en libros de la inversión, no se permite su amortización y se controla en la moneda funcional del país de la inversión. Cuando la participación del Grupo ENAP en las pérdidas de una asociada supera la inversión en dicha asociada, el Grupo ENAP descontinúa el reconocimiento de su participación en las pérdidas adicionales. Las pérdidas adicionales sólo se reconocen en la medida en que el Grupo ENAP haya incurrido en obligaciones legales o constructivas o haya realizado pagos en nombre de la asociada. Las ganancias no realizadas por transacciones entre el Grupo ENAP y sus coligadas o asociadas se eliminan en función del porcentaje de participación del Grupo ENAP en éstas. También se eliminan las pérdidas no realizadas, excepto si la transacción proporciona evidencia de pérdida por deterioro del activo que se transfiere. Cuando es necesario para asegurar su uniformidad con las políticas adoptadas por el Grupo ENAP, se ajusta la información financiera de coligadas o asociadas.

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k. Deterioro de activos no financieros – La política definida por el Grupo ENAP es que cada vez que exista evidencia objetiva como resultado de uno o más eventos ocurridos después del reconocimiento inicial el importe en libros no puede ser recuperable se realizan pruebas de deterioro. La pérdida por deterioro, se reconoce por el exceso del importe en libros del activo sobre su importe recuperable. El importe recuperable es el mayor entre el valor razonable de un activo menos los costos para la venta y su valor en uso. A efectos de evaluar las pérdidas por deterioro del valor, los activos se agrupan al nivel más bajo para el que hay flujos de efectivo identificables por separado (unidades generadoras de efectivo). Los activos sobre los cuales se aplica la metodología anteriormente descrita, son los siguientes:  

Propiedades, planta y equipo, relacionados con las operaciones de refinación, logística, producción y exploración de hidrocarburos. Inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación.

l. Otros activos financieros – El Grupo ENAP clasifica sus activos financieros en las siguientes categorías: a valor razonable con cambios en resultados, préstamos y cuentas a cobrar, activos financieros mantenidos hasta su vencimiento y mantenidos para la venta. La clasificación depende del propósito con el que se adquirieron los activos financieros y se determina al momento del reconocimiento inicial.  Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados: Los activos financieros a valor razonable con cambios en resultados son activos financieros mantenidos para negociar. Un activo financiero se clasifica en esta categoría si se adquiere principalmente con el propósito de venderse en el corto plazo.  Préstamos y cuentas por cobrar: Los préstamos y cuentas por cobrar son activos financieros no derivados con pagos fijos o determinables, que no cotizan en un mercado activo, se clasifican en activos corrientes, excepto para vencimientos superiores a 12 meses desde de la fecha del balance, que se clasifican como activos no corrientes. Los préstamos y cuentas por cobrar incluyen los deudores comerciales y otras cuentas por cobrar.  Activos financieros mantenidos hasta su vencimiento: Los activos financieros mantenidos hasta su vencimiento son activos financieros no derivados con pagos fijos o determinables y vencimiento fijo, que la administración del Grupo ENAP tiene la intención positiva y la capacidad de mantener hasta su vencimiento. Si el Grupo ENAP vendiese un importe significativo de los activos financieros mantenidos hasta su vencimiento, la categoría completa se reclasificaría como disponible para la venta. Estos activos financieros se clasifican como otros activos financieros no corrientes, excepto aquéllos con vencimiento inferior a 12 meses a partir de la fecha del Estado de Situación Financiera, que se clasifican como activos financieros corrientes.  Activos financieros disponibles para la venta: Los activos financieros disponibles para la venta son activos no derivados que se designan en esta categoría, o que no son clasificados en ninguna de las otras categorías. Se clasifican en otros activos financieros no corrientes, a menos que la administración pretenda enajenar la inversión en los 12 meses siguientes a la fecha del Estado de Situación Financiera. i) Deterioro de activos financieros: Los activos financieros, distintos de aquellos valorizados a valor razonable a través de resultados, son evaluados a la fecha de cada estado de situación para establecer la presencia de indicadores de deterioro. Los activos financieros se encuentran deteriorados cuando existe evidencia objetiva de que, como resultado de uno o más eventos ocurridos después del reconocimiento inicial, los flujos futuros de caja estimados de la inversión han sido afectados negativamente. En el caso de los activos financieros valorizados al costo amortizado, la pérdida por deterioro corresponde a la diferencia entre el valor libro del activo y el valor presente de los flujos futuros de caja estimados, descontados a la tasa de interés efectiva original del activo financiero. Las inversiones financieras del Grupo ENAP son realizadas en

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instituciones de la más alta calidad crediticia y mantenidas en el corto plazo, por lo que no presentan a la fecha un indicio de deterioro respecto de su valor libro. Para determinar si los títulos de patrimonio clasificados como disponibles para la venta, han sufrido pérdidas por deterioro, se considerará si ha habido un descenso significativo o prolongado en el valor razonable de los títulos por debajo de su costo. Si existe cualquier evidencia de este tipo, para los activos financieros disponibles para venta, la pérdida acumulada determinada como la diferencia entre el costo de adquisición y el valor razonable corriente, menos cualquier pérdida por deterioro del valor en ese activo financiero previamente reconocido en resultados acumulados se reversan del patrimonio y se reconoce en el estado de resultados en el rubro “Otros gastos por función”. Estas pérdidas por deterioro del valor, reconocidas en el estado de resultados por instrumentos de patrimonio, no se revierten. ii) Valorizaciones en momento de reconocimiento inicial y enajenación: Las adquisiciones y enajenaciones de activos financieros se reconocen en la fecha de negociación, es decir, la fecha en que el Grupo ENAP se compromete a adquirir o vender el activo. Las inversiones se reconocen inicialmente por el valor razonable más los costos de la transacción para todos los activos financieros no clasificados a valor razonable con cambios en resultados. Los activos financieros a valor razonable con cambios en resultados se reconocen inicialmente por su valor razonable, y los costos de la transacción se llevan a resultados. Las inversiones se dan de baja contablemente cuando los derechos a recibir flujos de efectivo de las inversiones han vencido o se han transferido y el Grupo ENAP ha traspasado sustancialmente todos los riesgos y beneficios derivados de su titularidad. iii) Valorización posterior: Los activos financieros disponibles para la venta y los activos financieros a valor razonable con cambios en resultados se contabilizan posteriormente por su valor razonable. Los préstamos y cuentas a cobrar y los activos financieros mantenidos hasta su vencimiento se contabilizan por su costo amortizado de acuerdo con el método de tasa de interés efectiva. Las pérdidas y ganancias que surgen de cambios en el valor razonable de la categoría de activos financieros a valor razonable con cambios en resultados se incluyen en el estado de resultados dentro de “Otras ganancias / (pérdidas)” en el período en que surgen. Los ingresos por dividendos derivados de activos financieros a valor razonable con cambios en resultados se reconocen en el estado de resultados dentro de “Otras ganancias / (pérdidas)” cuando se establece el derecho del Grupo ENAP a recibir el pago. Los cambios en el valor razonable de inversiones financieras en títulos de deuda denominados en moneda extranjera, clasificados como disponibles para la venta, son separados entre diferencias de cambio resultantes de modificaciones en el costo amortizado del título y otros cambios en el importe en libros del mismo. Las diferencias de cambio se reconocen en el resultado del ejercicio y los otros cambios en el importe en libros se reconocen en el patrimonio, y son estos últimos reflejados de acuerdo con NIC 1 a través del estado de otros resultados integrales. Las diferencias de cambio sobre inversiones financieras en instrumentos de patrimonio mantenidos a valor razonable con cambios en resultados, se presentan clasificados como activos financieros disponibles para la venta parte de la ganancia o pérdida en el valor razonable. Las diferencias de cambio sobre estas inversiones clasificadas como activos financieros disponibles para la venta, se incluyen en el patrimonio en la cuenta de reserva correspondiente, y son reflejados en el estado de otros resultados integrales. Cuando el valor de un título clasificado como disponible para la venta se vende o su valor se deteriora, los ajustes acumulados por fluctuaciones en su valor razonable reconocidos en el patrimonio, se reconocen en el estado de resultados en el rubro “Otras ganancias (pérdidas)”. Los intereses que, surgen de los valores disponibles para la venta calculados usando el método de interés efectivo, se reconocen en el estado de resultados en el rubro “Otros ingresos por función”. Los dividendos generados por instrumentos disponibles para la venta se reconocen en el estado de resultados en el rubro “Otros ingresos por función” cuando se ha establecido el derecho del Grupo ENAP a percibir el pago de los dividendos. Los valores razonables de las inversiones que cotizan, se basan en precios de compra corrientes. Si el mercado para un activo financiero no es activo (o el instrumento no cotiza en bolsa), el Grupo ENAP establece el valor razonable 10

empleando técnicas de valoración que incluyen, el uso de valores observados en transacciones libres recientes entre partes interesadas y debidamente informadas, referencias a otros instrumentos sustancialmente similares, el análisis de flujos de efectivo descontados y modelos de fijación de precios de opciones, haciendo uso máximo de información del mercado y usando lo menos posible información interna específica del Grupo ENAP. En caso que, ninguna técnica mencionada pueda ser utilizada para fijar el valor razonable, se registran las inversiones a su costo de adquisición neto de la pérdida por deterioro, si fuera el caso. m. Instrumentos financieros derivados y de cobertura – Los contratos de derivados suscritos por el Grupo ENAP, corresponden principalmente a contratos forward de moneda y swaps de tasa de interés, para cubrir sus riesgos asociados con fluctuaciones en las tasas de interés y tipo de cambio y opciones Time Spread Swap (TSS), para cubrir el riesgo asociado al tiempo que transcurre entre el momento de la compra de los crudos y la venta de los productos refinados a partir de éstos, todos ellos corresponden a contratos de cobertura, por lo que los efectos que se originen producto de los cambios en el valor razonable de este tipo de instrumentos, se registrarán en activos y pasivos de coberturas, siempre y cuando la cobertura de esta partida haya sido declarada como efectiva de acuerdo a su propósito de cobertura. La correspondiente utilidad o pérdida del valor se reconocerá en resultados sólo en aquellos casos en que los contratos son liquidados o dejan de cumplir con las características de un contrato de cobertura. Los derivados se reconocen inicialmente al valor razonable en la fecha en que se ha efectuado el contrato de derivados y posteriormente se vuelven a valorar a su valor razonable. El método para reconocer la pérdida o ganancia resultante, depende de, si el derivado se ha designado como un instrumento de cobertura y, si es así, de la naturaleza de la partida que está cubriendo. El Grupo ENAP actualmente mantiene sólo instrumentos designado como coberturas de un riesgo concreto asociado a un pasivo reconocido o a una transacción prevista altamente probable (cobertura de flujos de efectivo). El valor razonable, de los contratos forward de moneda, es calculado tomando como referencia a los tipos de cambio forward actuales de contratos con similares perfiles de vencimiento. El valor razonable, de los contratos swap de tasa de interés, es determinado tomando como referencia los valores de mercado de instrumentos similares. El valor razonable, de los contratos TSS, es determinado tomando como referencia los valores de mercado del marcador Brent en el ICE Brent Crude Futures en Londres. El valor razonable total, de los derivados de cobertura, se clasifica como un activo o pasivo no corriente, si el vencimiento restante de la partida cubierta es superior a 12 meses y como un activo o pasivo corriente, si el vencimiento restante de la partida cubierta es inferior a 12 meses. i) Coberturas de flujos de efectivo: La parte efectiva de los cambios en el valor razonable de los derivados, que son designados y que califican como coberturas de flujos de efectivo, se reconoce en el patrimonio a través del estado de otros resultados integrales. La ganancia o pérdida, relativa a la porción inefectiva, se reconoce inmediatamente en el estado de resultados. Los montos acumulados en el patrimonio neto se reclasifican al estado de resultados cuando la partida cubierta afecta los resultados (por ejemplo, cuando la venta proyectada cubierta ocurre o el flujo cubierto se realiza). Sin embargo, cuando la transacción prevista cubierta da como resultado el reconocimiento de un activo no financiero (por ejemplo existencias), las ganancias o pérdidas previamente reconocidas en el patrimonio neto se reclasifican como parte del costo inicial del activo. Estos montos diferidos son, finalmente, reconocidos en el costo de los productos vendidos, si se trata de existencias. Cuando un instrumento de cobertura vence o se vende, o deja de cumplir con los requisitos exigidos para contabilidad de coberturas, cualquier ganancia o pérdida acumulada en el patrimonio neto permanece en el patrimonio neto y se reconoce cuando la transacción prevista afecte al estado de resultados. Cuando se espera que no se produzca una transacción prevista, la ganancia o pérdida acumulada en el patrimonio se transfiere al estado de resultados.

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ii) Derivados implícitos: El Grupo ENAP evalúa la existencia de derivados implícitos, en los contratos, para determinar si sus características y riesgos están estrechamente relacionados con el contrato principal, siempre que, el conjunto no esté contabilizado a valor razonable. Los derivados implícitos, son separados del contrato principal que no es medido a valor razonable a través de resultado, cuando el análisis muestra que las características económicas y los riesgos de los derivados implícitos no están estrechamente relacionados con el contrato principal. n. Reconocimiento de ingresos – Los ingresos por ventas y servicios son reconocidos por el Grupo ENAP, cuando los riesgos relevantes y beneficios de la propiedad de los productos son transferidos al comprador y los productos son entregados en la ubicación acordada. Los ingresos son medidos al valor razonable de la consideración recibida o por recibir y representa los montos a recibir por los servicios provistos en el curso normal de los negocios, neto de los descuentos e impuestos relacionados. El Grupo ENAP reconoce los ingresos cuando el importe de los mismos puede ser valorado de manera fiable y es probable que los beneficios económicos futuros vayan a fluir al Grupo ENAP, según se describe a continuación: i) Ventas de bienes: Los ingresos por ventas de bienes se reconocen, cuando el Grupo ENAP ha entregado los productos al cliente y no existe ninguna obligación pendiente, de cumplirse, que pueda afectar la aceptación de los productos por parte del cliente. La entrega no tiene lugar, hasta que los productos se han enviado al lugar indicado por el comprador, los riesgos de obsolescencia y pérdida se han transferido al cliente y el cliente ha aceptado los productos de acuerdo con el contrato de venta, el período de aceptación ha finalizado, o bien el Grupo ENAP tiene evidencia objetiva de que se han cumplido los criterios necesarios para su aceptación. Las ventas se reconocen en función del precio fijado en el contrato de venta, neto de los descuentos por volumen y las devoluciones estimadas a la fecha de su venta. Se presume que no existe un componente de financiación significativo, debido a que las ventas se realizan con un período medio de cobro reducido, lo que está en línea con la práctica habitual del mercado. ii) Venta de servicios: Los ingresos por ventas de servicios se reconocen cuando pueden ser estimados con fiabilidad y en función a los servicios efectivamente prestados a la fecha de cierre de los estados financieros. iii) Ingresos por dividendos: Los dividendos son reconocidos por el Grupo Enap, cuando el derecho a recibir el pago queda establecido. iv) Ingresos por intereses: Los intereses se reconocen usando el método de tasa de interés efectiva. v) Ingresos diferidos: Los ingresos diferidos, corresponden a valores percibidos anticipadamente en virtud de un contrato de usufructo suscrito. Estos ingresos se amortizan linealmente con abono a resultados sobre base devengada. o. Existencias – Las materias primas, productos en proceso, productos terminados y materiales, están valorizados inicialmente al costo. Posteriormente, al reconocimiento inicial, se valorizan al menor entre el valor neto realizable y el costo. El Grupo ENAP utiliza el método FIFO como método de costeo para los productos en existencia y el método del Precio Promedio Ponderado para los materiales. El valor neto realizable, representa la estimación del precio de venta al cierre del ejercicio menos todos los costos estimados de terminación y los costos que serán incurridos en los procesos de comercialización, ventas y distribución. p. Provisión de beneficios a los empleados – Los costos asociados a los beneficios contractuales del personal, relacionados con los servicios prestados por los trabajadores durante el ejercicio, son cargados a resultados en el período/ejercicio en que se devengan. Las ganancias y pérdidas actuariales se reconocen en el rubro Otro resultado actuarial dentro de reservas de patrimonio. Las obligaciones por concepto de indemnizaciones por años de servicios, surgen como consecuencia de acuerdos de carácter colectivo, suscritos con los trabajadores del Grupo ENAP, en los que se establece el compromiso por parte de la empresa. El Grupo ENAP reconoce el costo de los beneficios del personal de acuerdo a cálculos actuariales, según lo requerido por la NIC 19 “Beneficios del personal” donde se consideran estimaciones como la expectativa de vida, permanencia futura e incrementos de salarios futuros. Para determinar dicho cálculo al 30 de junio de 2015, se ha utilizado una tasa de descuento del 5,91% anual (5,91% anual al 31 de diciembre de 2014).

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La Empresa reconoce un pasivo y un gasto asociado al Sistema de Renta Variable (SRV) que aplica a todos sus ejecutivos, con excepción del Gerente General, en base a una fórmula que tiene en cuenta Resultados financieros anuales de la empresa, resultados de área y nivel de cumplimiento de metas alcanzado por cada gerencia. Se reconoce una provisión cuando la empresa, se encuentra obligada contractualmente, o cuando existe una práctica que en el pasado ha creado una obligación implícita. q. Otras provisiones y pasivos contingentes – Las otras provisiones corresponden a obligaciones presentes, legales o asumidas, surgidas como consecuencia de un suceso pasado, para cuya cancelación se espera una salida de recursos, cuyo importe y oportunidad se pueden estimar fiablemente. Los pasivos contingentes corresponden a obligaciones posibles, surgidas a raíz de sucesos pasados y cuya existencia ha de ser confirmada sólo por que ocurran o no ocurran uno o más hechos futuros inciertos que no están enteramente bajo el control de la Empresa; o una obligación presente, surgida a raíz de sucesos pasados, que no se ha reconocido contablemente porque no es probable que para satisfacerla se vaya a requerir una salida de recursos que incorporen beneficios económicos; o porque el importe de la obligación no pueda ser medido con la suficiente fiabilidad. El Grupo ENAP no registra activos ni pasivos contingentes salvo aquellos que deriven de contratos de carácter oneroso, los cuales se registran como provisión y son revisados a fecha de cada estado de situación financiera para reflejar la mejor estimación existente a ese momento. r. Impuesto a las ganancias e impuestos diferidos – ENAP y sus filiales en Chile, determinan la base imponible y calculan sus impuestos a la renta de acuerdo con las disposiciones legales vigentes en cada ejercicio. En el caso de las filiales extranjeras, éstas presentan individualmente sus declaraciones de impuestos, de acuerdo con las normativas fiscales aplicables en los respectivos países. Los impuestos diferidos, originados por diferencias temporarias y otros eventos que crean diferencias entre la base contable y tributaria, de activos y pasivos, se registran de acuerdo con las normas establecidas en la NIC 12 “Impuesto a las ganancias” Excepto por lo mencionado en el párrafo siguiente, el impuesto a la renta (corriente y diferido) es registrado en el estado de resultados salvo que se relacione con un ítem reconocido en Otros resultados integrales, directamente en patrimonio o proviene de una combinación de negocios. En ese caso, el impuesto también es contabilizado en Otros resultados integrales, directamente en resultados o con contrapartida en la plusvalía mercantil, respectivamente. De acuerdo a las instrucciones impartidas por la Superintendencia de Valores y Seguros de Chile en su Oficio Circular N° 856 del 17 de Octubre del 2014, los efectos producidos por el cambio de la tasa de impuesto a la renta aprobado por la Ley 20.780 (reforma tributaria) sobre los impuestos a la renta diferidos, que de acuerdo a NIC 12 debieran imputarse a los resultados del período, han sido contabilizados como Resultados Acumulados. Ello generó que con fecha 30 de septiembre de 2014 se contabilizara un incremento en los activos diferidos por MUS$ 109.495 con abono a resultados acumulados en Patrimonio. Las modificaciones posteriores, serán reconocidas en los resultados del período de acuerdo a la NIC 12. La Empresa no registra impuestos diferidos sobre las diferencias temporales que surgen en inversiones en filiales y asociadas, siempre y cuando la oportunidad en que se revierten las diferencias temporales es controlada por la Empresa y la diferencia temporal no se revertirá en un momento previsible en el futuro. El impuesto a las ganancias, se registra en el estado de resultados o en las cuentas de patrimonio neto del estado de situación financiera consolidado, en función de donde se hayan registrado las ganancias o pérdidas. Las diferencias entre el valor contable de los activos y pasivos y su base fiscal, generan los saldos de impuestos diferidos de activo o de pasivo que se calculan utilizando las tasas fiscales que se espera que estén vigentes cuando los activos y pasivos se realicen. Las variaciones producidas durante el ejercicio, en los impuestos diferidos de activo o pasivo, se registran en la cuenta de resultados consolidada o directamente en las cuentas de patrimonio del estado de situación financiera, según corresponda. 13

Los activos por impuestos diferidos se reconocen únicamente cuando se espera disponer de beneficios tributarios futuros, suficientes para compensar las diferencias temporarias. s. Otros pasivos financieros – Los préstamos que devengan intereses y las obligaciones con el público y pasivos financieros de naturaleza similar, se reconocen inicialmente a su valor razonable, neto de los costos en que se haya incurrido en la transacción. Posteriormente, se valorizan a su costo amortizado y cualquier diferencia entre los fondos obtenidos (netos de los costos necesarios para su obtención) y el valor de reembolso, se reconoce en el estado de resultados durante la vida de la deuda de acuerdo con el método de la tasa de interés efectiva. Las obligaciones financieras se clasifican como pasivos corrientes a menos que el Grupo ENAP tenga un derecho incondicional a diferir su liquidación durante al menos 12 meses después de la fecha del balance. t. Arrendamientos financieros – El arrendador transfiere sustancialmente todos los riesgos y ventajas inherentes a la propiedad del activo al arrendatario. La propiedad del activo, en su caso, puede o no ser transferida, el costo de los activos arrendados se presenta en el Estado de Situación Financiera Consolidado Intermedio, según la naturaleza del bien objeto del contrato y simultáneamente, se registra un pasivo por el mismo importe. Dicho importe será el menor entre el valor razonable del bien arrendado y la suma de los valores actuales de las cantidades a pagar al arrendador más, en su caso, el precio de período de la opción de compra. Estos activos se amortizan con criterios similares a los aplicados al conjunto de las propiedades, planta y equipo de uso propio o en el plazo del arrendamiento, cuando éste sea menor. Los gastos financieros asociados al pasivo financiero se cargan a resultado. u. Capital emitido – El capital emitido se constituye por aportes y/o capitalizaciones de utilidades autorizados mediante oficios y/o Decretos Ley emanados por el Ministerio de Hacienda, los cuales constituyen la obligación legal que da origen a su registro. v. Distribución de utilidades – La política de distribución de utilidades utilizada por ENAP, es la establecida a través de los oficios y/o Decretos Ley emanados por el Ministerio de Hacienda, los cuales constituyen la obligación legal que da origen a su registro. w. Medio ambiente – La política contable del Grupo ENAP relacionada con el reconocimiento de los gastos medioambientales establece la activación cuando dichos desembolsos estén asociados a proyectos y reconocer con cargo a resultado el resto de los desembolsos. x. Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar – Las cuentas por pagar comerciales y las otras cuentas por pagar, se reconocen inicialmente a su valor razonable y posteriormente se valorizan por su costo amortizado. y. Efectivo y equivalentes al efectivo – El estado de flujos de efectivo recoge los movimientos de caja realizados durante el periodo, determinados por el método directo. En este estado de flujos de efectivo se utilizan las siguientes expresiones en el sentido que figura a continuación: 

Efectivo y equivalentes al efectivo: El Grupo ENAP considera equivalentes al efectivo aquellos activos financieros líquidos, depósitos o inversiones financieras líquidas, que tienen una duración original de tres meses o menos y cuyo riesgo de cambio en su valor es poco significativo.



Actividades de operación: son las actividades que constituyen la principal fuente de ingresos ordinarios del Grupo ENAP, así como otras actividades que no puedan ser calificadas como de inversión o financiación. En el ítem “Otros pagos por actividades de operación” se incluyen MUS$ 994.464 por el pago de impuestos específicos a los combustibles en la filial Enap Refinerías S.A., correspondientes al período enero a junio de 2015 y MUS$ 1.115.933 por el período enero a junio de 2014. 14



Actividades de inversión: son las actividades relacionadas con la adquisición, enajenación o disposición por otros medios de activos a largo plazo y otras inversiones no incluidas en el efectivo y sus equivalentes.



Actividades de financiación: son las actividades que producen variaciones en la composición del patrimonio neto, y de los pasivos de carácter financiero. En el ítem Otras entradas (salidas) de efectivo, de este flujo de actividades de financiación, se incluyen al 30 de junio de 2015 MUS$3.407 por liquidaciones de coberturas y al 30 de junio de 2014 se incluyen MUS$150.000 por el pago del bono Tipo 144 A pagado con fecha 14 de marzo de 2014.

3.2 Nuevos pronunciamientos contables a) Normas, interpretaciones y enmiendas obligatorias por primera vez para los ejercicios financieros iniciados el 1 de enero de 2015: Enmiendas y mejoras a NIIFs: NIC 19 “Beneficios a los empleados”: Esta modificación se aplica a las contribuciones de los empleados o terceras partes en los planes de beneficios definidos. NIIF 2 “Pagos basados en acciones” – Se clarifican las definición de “Condiciones para la consolidación (o irrevocabilidad) de la concesión” (vesting conditions) y “Condiciones de mercado” (market conditions) y se definen separadamente las “Condiciones de rendimiento” (performance conditions) y “Condiciones de sevicio” (service conditions). NIIF 3, "Combinaciones de negocios" - Se modifica la norma para aclarar que la obligación de pagar una contraprestación contingente que cumple con la definición de instrumento financiero se clasifica como pasivo financiero o como patrimonio, sobre la base de las definiciones de la NIC 32, "Instrumentos financieros: Presentación". NIIF 8 “Segmentos de operación” - La norma se modifica para incluir el requisito de revelación de los juicios hechos por la administración en la agregación de los segmentos operativos. NIIF 13 "Medición del valor razonable”: El IASB ha modificado la base de las conclusiones de la NIIF 13 para aclarar que no se elimina la capacidad de medir las cuentas por cobrar y por pagar a corto plazo a los importes nominales si el efecto de no actualizar no es significativo. NIC 16, "Propiedad, planta y equipo", y NIC 38, "Activos intangibles": Aclara cómo se trata el valor bruto en libros y la depreciación acumulada cuando la entidad utiliza el modelo de revaluación. NIC 24, "Información a revelar sobre partes relacionadas" - La norma se modifica para incluir, como entidad vinculada, una entidad que presta servicios de personal clave de dirección a la entidad que informa o a la matriz de la entidad que informa (“la entidad gestora”). Mejoras a las Normas Internacionales de Información Financiera (2013). Emitidas en diciembre de 2013. NIIF 1 “Adopción por primera vez de las Normas Internacionales de Información Financiera” - Clarifica que cuando una nueva versión de una norma aún no es de aplicación obligatoria, pero está disponible para la adopción anticipada, un adoptante de IFRS por primera vez, puede optar por aplicar la versión antigua o la versión nueva de la norma, siempre y cuando aplique la misma norma en todos los periodos presentados.

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NIIF 3 “Combinaciones de negocios” - Se modifica la norma para aclarar que la NIIF 3 no es aplicable a la contabilización de la formación de un acuerdo conjunto bajo NIIF11. NIIF 13 “Medición del valor razonable” - Se aclara que la excepción de cartera en la NIIF 13, que permite a una entidad medir el valor razonable de un grupo de activos y pasivos financieros por su importe neto, aplica a todos los contratos (incluyendo contratos no financieros) dentro del alcance de NIC 39 o NIIF 9. NIC 40 “Propiedades de Inversión” - Se modifica la norma para aclarar que la NIC 40 y la NIIF 3 no son mutuamente excluyentes. Al prepararse la información financiera, tiene que considerarse la guía de aplicación de NIIF 3 para determinar si la adquisición de una propiedad de inversión es o no una combinación de negocios. La adopción de estas normas, enmiendas e interpretaciones no tienen un impacto significativo en los estados financieros consolidados intermedios. b) Las nuevas normas, interpretaciones y enmiendas emitidas, no vigentes para ejercicios financieros iniciados el 1 de enero de 2015, para las cuales no se ha efectuado adopción anticipada de las mismas son las siguientes: Normas e interpretaciones NIIF 9 “Instrumentos Financieros”- Esta versión final incluye requisitos relativos a la clasificación y medición de activos y pasivos financieros y un modelo de pérdidas crediticias esperadas que reemplaza el actual modelo de deterioro de pérdida incurrida. Obligatoria para ejercicios iniciados a partir de 01.01.2018. NIIF 14 “Diferimiento de Cuentas Regulatorias”- Esta norma es aplicable a entidades que adoptan por primera vez las NIIF, Norma provisional sobre la contabilización de determinados saldos que surgen de las actividades de tarifa regulada (“cuentas regulatorias diferidas”). Obligatoria para ejercicios iniciados a partir de 01.01.2016. NIIF 15 “Ingresos procedentes de contratos con clientes”- Esta nueva norma, Establece los principios que una entidad debe aplicar para la presentación de información útil a los usuarios de los estados financieros en relación a la naturaleza, monto, oportunidad e incertidumbre de los ingresos y los flujos de efectivo procedentes de los contratos con los clientes. Obligatoria para ejercicios iniciados a partir de 01.01.2017. Enmiendas y mejoras - Obligatoria para ejercicios iniciados a partir de 01.01.2016. NIIF 11 “Acuerdos Conjuntos”- Esta enmienda incorpora a la norma una guía en relación a cómo contabilizar la adquisición de una participación en una operación conjunta que constituye un negocio. NIC 16 “Propiedad, Planta y Equipos” y NIC 38 "Activos intangibles" - Clarifica que el uso de métodos de amortización de activos basados en los ingresos no es apropiado, ya que son en general una base inapropiada para medir el consumo de los beneficios económicos que están incorporados en activo intangible. NIC 16 “Propiedad, Planta y Equipos” y NIC 41 "Agricultura" - Modifica la información financiera en relación a las “plantas portadoras”, como vides, árboles de caucho y palma de aceite. NIC 27 “Estados financieros separados” - Esta modificación permite a las entidades utilizar el método de la participación en el reconocimiento de las inversiones en subsidiarias, negocios conjuntos y asociadas en sus estados financieros separados. Su aplicación anticipada es permitida. NIIF 10 “Estados Financieros Consolidados” y NIC 28 “Inversiones en asociadas y negocios conjuntos” - Aborda una inconsistencia entre los requerimientos de la NIIF 10 y los de la NIC 28 en el tratamiento de la venta o la aportación de bienes entre un inversor y su asociada o negocio conjunto. NIIF 10 “Estados Financieros Consolidados” y NIC 28 “Inversiones en asociadas y negocios conjuntos” - La enmienda clarifica sobre la aplicación de la excepción de consolidación para entidades de inversión y sus subsidiarias. 16

NIC 1 “Presentación de Estados Financieros” - La enmienda clarifica la guía de aplicación de la NIC 1 sobre materialidad y agregación, presentación de subtotales, estructura de los estados financieros y divulgación de las políticas contables. Mejoras a las Normas Internacionales de Información Financiera (2014) Emitidas en septiembre de 2014. Obligatoria para ejercicios iniciados a partir de 01.01.2016. NIIF 5, "Activos no corrientes mantenidos para la venta y operaciones interrumpidas”. La enmienda aclara que, cuando un activo (o grupo para disposición) se reclasifica de “mantenidos para la venta "a" mantenidos para su distribución ", o viceversa, esto no constituye una modificación de un plan de venta o distribución, y no tiene que ser contabilizado como tal. NIIF 7 "Instrumentos financieros: Información a revelar". Hay dos modificaciones de la NIIF 7. (1) Contratos de servicio: Si una entidad transfiere un activo financiero a un tercero en condiciones que permiten que el cedente de de baja el activo, la NIIF 7 requiere la revelación de cualquier tipo de implicación continuada que la entidad aún pueda tener en los activos transferidos. NIC 19, "Beneficios a los empleados" - La enmienda aclara que, para determinar la tasa de descuento para las obligaciones por beneficios post-empleo, lo importante es la moneda en que están denominados los pasivos, y no el país donde se generan. NIC 34, "Información financiera intermedia" - La enmienda aclara qué se entiende por la referencia en la norma a "información divulgada en otra parte de la información financiera intermedia”. La nueva enmienda modifica la NIC 34 para requerir una referencia cruzada de los estados financieros intermedios a la ubicación de esa información. La modificación es retroactiva. La administración de la Empresa estima que la futura adopción de las normas e interpretaciones antes descritas no tendrá un impacto significativo en los estados financieros consolidados intermedios.

4. GESTIÓN DE RIESGOS FINANCIEROS Y DEFINICIÓN DE COBERTURAS En el curso normal de sus negocios y actividades de financiamiento, el Grupo ENAP está expuesto a distintos riesgos de naturaleza financiera que pueden afectar de manera más o menos significativa el valor económico de sus flujos y activos y, en consecuencia, sus resultados. La Empresa dispone de una organización y de sistemas de información, administrados por la Gerencia de Finanzas Corporativa, que permiten identificar dichos riesgos, determinar su magnitud, proponer al Directorio medidas de mitigación, ejecutar dichas medidas y controlar su efectividad. A continuación se presenta una definición de los principales riesgos que enfrenta el Grupo ENAP una caracterización y cuantificación de éstos para el Grupo ENAP, así como una descripción de las medidas de mitigación actualmente en uso por parte de la Empresa, si es el caso. a) Riesgo de mercado Es la posibilidad de que la fluctuación de variables de mercado tales como tasas de interés, tipo de cambio, precios o índices de crudo y productos, etc., produzcan pérdidas económicas debido a la desvalorización de flujos o activos o a la valorización de pasivos, debido a la nominación o indexación de éstos a dichas variables. a.1) Riesgo de tasa de interés - La estructura de financiamiento del Grupo ENAP considera una mezcla de fuentes de fondos afectos a tasa fija (principalmente bonos) y tasa variable (préstamos bilaterales, préstamos sindicados, documentos por pagar o forfaiting, préstamos bancarios de corto plazo y financiamiento de proveedores). 17

La porción del financiamiento afecto a tasa de interés variable, usualmente consistente en la tasa flotante LIBOR de 3 ó 6 meses más un margen, expone al Grupo ENAP a cambios en sus gastos financieros en el escenario de fluctuaciones de la tasa LIBOR. La deuda financiera total del Grupo ENAP al 30 de junio de 2015 se resume en el siguiente cuadro, desglosada entre deuda a tasa fija y deuda a tasa variable:

En millones de US$

Tasa fija

Tasa flotante

Totales

Deuda bancaria corto plazo Deuda bancaria largo plazo Arrendamiento financiero Bonos internacionales Bonos locales

54 7 2.130 -

300 567 616

300 621 7 2.130 616

Totales

2.191

1.483

3.674

Nota: Nota: los datos del cuadro adjunto corresponden solo a valor capital de la deuda y no intereses devengados y otros conceptos. Los bonos internacionales y locales se presentan a su valor nominal (carátula), no a costo amortizado como en el balance. Ya que la tasa de interés se aplica al valor nominal de los bonos, dicho valor permite cuantificar correctamente la exposición del Grupo ENAP a la tasa fija o variable, objeto de esta sección. Los bonos locales están denominados en UF y son presentados a su valor carátula equivalente en US$ al 30 de junio de 2015. Al 30 de junio 2015 el financiamiento de proveedores fue de MUS$ 99.608, con una tasa promedio mensual de 1,70%. Al 31 de diciembre de 2014 este financiamiento de proveedores fue de MUS$ 286.844 con una tasa promedio mensual de 1,57%. Instrumentos de mitigación del riesgo: Con el fin de reducir la variabilidad de sus gastos financieros, el Grupo ENAP ha contratado diversos instrumentos de cobertura aplicables a algunas de las partidas de deuda del cuadro anterior: Se han contratado instrumentos del tipo interest rate swap para pasar a tasa fija MUS$ 230.147 de la deuda bancaria de largo plazo y cross currency swaps para fijar la tasa y tipo de cambio del bono emitidos en UF y en CHF (el nocional asciende a MUS$ 845.685). Exposición residual al riesgo: Considerando la existencia de los instrumentos de cobertura señalados anteriormente, el saldo neto de obligaciones de ENAP cuyo costo financiero permanece plenamente afecto a las fluctuaciones de la tasa de interés LIBO asciende a MUS$ 690.605, es decir, el 18,79% del total. En función de dicho monto, un incremento/decremento de un 1% en la tasa LIBO aplicable (trimestral o semestral según el tipo de deuda) generaría un incremento/decremento anual de los gastos financieros de la empresa de aproximadamente MUS$ 6.906 a.2) Riesgo de tipo de cambio - La moneda funcional del Grupo ENAP es el dólar estadounidense, sin embargo, existen partidas relevantes de los estados financieros denominadas en moneda local (pesos o UF) como la facturación de ventas y obligaciones financieras y también en CHF (Bono Suizo). Las cuales están expuestas a cambios en su valor en dólares en la medida que se produzcan fluctuaciones en la paridad peso/US$, UF/US$ y CHF/US$.

18

Medidas de mitigación: La exposición del flujo de facturación a las variaciones en el tipo de cambio se minimiza fundamentalmente a través de la política de precios de productos basada en la paridad de importación, mecanismo por el cual el precio de venta local de los productos es recalculado semanalmente de acuerdo al tipo de cambio vigente. Con respecto a las partidas del balance, las principales partidas expuestas son los bonos locales (denominados en UF) y las cuentas por cobrar correspondientes a las ventas locales (denominadas en pesos). El Grupo ENAP ejecuta operaciones de cobertura para mitigar el riesgo cambiario asociado a ambas partidas. El capital adeudado de los bonos locales del Grupo ENAP al 30 de junio de 2015 asciende a UF 15.750.000. A partir de dicho monto y de las paridades CLP/US$ y CLP/UF vigentes en dicha fecha ($639,04 y $24.982,96), una variación de $50 en el tipo de cambio CLP/US$ produciría los siguientes efectos en el valor medido en dólares de los bonos:

Tipo de Cambio Aumenta en $50 ($689,04) Disminuye en $50 ($589,04)

Variación en Valorización Bonos MUS$ 44.681 (52.266)

Con el fin de mitigar este riesgo, el Grupo ENAP ha cerrado contratos derivados del tipo cross-currency swap, mediante los cuales la empresa recibe de sus contrapartes flujos en UF iguales a los flujos pagaderos a los tenedores de bonos, y paga a éstas flujos fijos en dólares, quedando en consecuencia libre del riesgo cambiario descrito. Por su parte, el saldo al 30 de junio de 2015 de cuentas por cobrar correspondientes a ventas locales ascendió al equivalente de MUS$ 439.904. Lo anterior implica que un aumento del tipo de cambio de $50 produciría una disminución del valor en dólares de las cuentas por cobrar de aproximadamente MUS$ 31.921. Con el fin de minimizar este riesgo, el Grupo ENAP mantiene en operación una política de cobertura consistente en el cierre semanal de contratos forward de tipo de cambio, por un monto máximo equivalente al 100% de las ventas estimadas para dicha semana y por plazos correspondientes a las fechas estimadas de cobro de la respectiva facturación. a.3) Riesgo de precio de commodities: El negocio de la Línea Refinación & Comercialización del Grupo ENAP consiste principalmente en la compra de crudos en el mercado internacional para su refinación y posterior venta de los productos así elaborados en el mercado doméstico, de acuerdo a su política de precios de paridad de importación. El margen de refinación obtenido por el Grupo se encuentra afecto a la fluctuación de los precios internacionales del petróleo crudo, de los productos refinados y al diferencial entre ambos (margen internacional o “crack”). Considerando un nivel de refinación promedio de 72 millones de bbl al año, una variación de US$ 1 / bbl en el crack tendría, ceteris paribus, un efecto en resultados de MUS$ 72.000. Como estrategia central para enfrentar el riesgo de variación del margen de refinación, Grupo ENAP ha orientado sus inversiones al incremento de su flexibilidad productiva y de la calidad de sus productos. Hasta ahora no se han contratado derivados financieros para fijar el margen de refinación, pero se están monitoreando permanentemente los niveles de precio ofrecidos por el mercado. Por otra parte, debido al tiempo que transcurre entre el momento de la compra de los crudos y la venta de los productos refinados a partir de éstos, ENAP está afecta también al time spread o riesgo de que al producirse la venta de los productos, sus precios se encuentren en un nivel más bajo que el imperante en el momento de la compra del crudo. Las pérdidas o ganancias producidas por este motivo aumentan la volatilidad del resultado operacional del Grupo ENAP.

19

El Grupo ENAP importa en promedio aproximadamente 6 millones de bbl de petróleo crudo mensuales. Una caída de US$ 1 / bbl en el precio de la canasta de productos durante el ciclo de inventario de refinación, tiene un efecto inmediato de MUS$ 6.000 en el margen de refinación. La política de cobertura para la mitigación del riesgo de desvalorización de inventario (embarques de petróleo crudo) consiste en la contratación de time-spread swaps, los cuales tienen por objetivo poder desplazar, financieramente, la ventana de toma de precios de un embarque de crudo (la cual habitualmente es en los días que están en torno a la fecha de carga del mismo) y ajustarla a las fechas en donde los productos refinados a partir de ese crudo tomen precio y así poder tener costos de inventario que estén en línea con los precios de los productos que se van a vender, mitigando de buena forma el time spread al que la compañía se encuentra expuesta de manera natural. Esta estrategia es complementada con el uso de contratos de venta swap de productos refinados. No obstante lo anterior, es importante mencionar que estos instrumentos, por su naturaleza y forma de operar, protegen de las variaciones de precios del crudo, pero no aseguran en un 100% la eliminación de efectos en resultados producto de la volatilidad en la compra de materia prima. En la actualidad el crudo Brent es el marcador relevante para el mercado y para los precios de los productos del mercado de referencia de ENAP, puesto que los precios de éstos están fuertemente correlacionados con el precio de este marcador. Es por esto que en los casos en que el área de Trading, quien se encarga de las compras de crudo, adjudica crudos cuyo precio queda en función del WTI, se contrata un derivado denominado “Swap de diferencial” cuya finalidad es transferir financieramente una posición WTI a una Brent y así mantener el criterio de optimización que primó al momento de adjudicar la compra de dicho crudo. Por otra parte, el negocio de la Línea Exploración & Producción consiste principalmente en las actividades de exploración y explotación de reservas de hidrocarburos y su venta en el mercado internacional. En consecuencia, sus resultados están directamente relacionados con los niveles internacionales de precio del petróleo y gas. Con el fin de mitigar dicho riesgo, el Grupo ENAP orienta sus esfuerzos en la constante mejora operacional con el fin de mantener una estructura de costos eficiente. La empresa no recurre en forma sistemática al uso de derivados como mecanismo de cobertura para sus ventas de producción propia, aunque en forma puntual se han cerrado operaciones de este tipo. b) Riesgo de liquidez Este riesgo viene motivado por las distintas necesidades de fondos para hacer frente a los compromisos de capex y operación normal del negocio, vencimientos de deuda, liquidación de derivados etc. El Grupo mantiene una política financiera que establece los lineamientos para hacer frente a este riesgo, consistente en la contratación de facilidades crediticias a largo plazo comprometidas e inversiones financieras temporales, por montos suficientes para soportar las necesidades proyectadas para un período que está en función de la situación y expectativas de los mercados de deuda y de capitales. Las Dirección de manejo de riesgo de mercado y operaciones financieras y la Dirección de finanzas corporativas dependientes de la Gerencia de finanzas monitorean continuamente las necesidades de fondo que requiere el Grupo. Además de los saldos de balance, el Grupo tiene como fuentes de liquidez adicional disponibles al día de hoy: (i) una línea de crédito comprometida por USD 60 millones con Santander Bank, NA (ii) una línea de crédito comprometida por CLP 15.000 millones con Banco de Chile, (iii) una línea de crédito comprometida por CLP 15.000 millones con Banco Santander y (iv) líneas bancarias no comprometidas por aproximadamente US$1.000 millones con diversos bancos nacionales e internacionales. Las necesidades proyectadas antes mencionadas, incluyen vencimientos de deuda financiera neta, es decir, después de derivados financieros. La siguiente tabla muestra el perfil de vencimientos de capital de las obligaciones financieras del Grupo ENAP vigentes al 30 de junio de 2015:

20

En millones de US$

2015

2016

2017

2018

2019

2020 y +

Totales

Deuda financiera corto plazo Deuda financiera largo plazo Arrendamiento financiero Bonos internacionales Bonos locales

200 54 2 -

100 110 2 -

207 2 78

146 1 230 -

49 300 381

55 1.600 157

300 621 7 2.130 616

Totales

256

212

287

377

730

1.812

3.674

Para mayor detalle respecto a las características y condiciones de las deudas financieras y derivados financieros ver nota 20. La siguiente tabla muestra el perfil de vencimientos de capital de las otras obligaciones financieras del Grupo ENAP vigentes al 30 de junio de 2015: En millones de US$

2015

Cuentas por pagar comerciales Cuentas por pagar entidades relacionadas Derivados de cobertura

556 26 7

Totales

589

2016

2017

4 4

43 43

2018

2019

-

-

2020 y + -

Totales

1

9

61

560 26 121

1

9

61

707

c) Riesgo de crédito Este riesgo está referido a la capacidad de terceros de cumplir con sus obligaciones financieras con el Grupo ENAP. Dentro de las partidas expuestas a este riesgo se distinguen 3 categorías: c.1) Activos financieros - Corresponde a los saldos de efectivo y equivalente, depósitos a plazo, operaciones con pactos de retrocompra y valores negociables en general. La capacidad del Grupo ENAP de recuperar estos fondos a su vencimiento depende de la solvencia del banco en el que se encuentren depositados. Como mitigante a este riesgo, el Grupo ENAP tiene una política financiera que específica parámetros de calidad crediticia que deben cumplir las instituciones financieras para poder ser consideradas elegibles como depositarias de los productos señalados arriba, así como límites máximos de concentración por institución. c.2) Obligaciones de contrapartes en derivados - Corresponde al valor de mercado a favor del Grupo ENAP de contratos derivados vigentes con bancos. Como mitigante a este riesgo, el Grupo ENAP tiene una política de administración de productos derivados que específica parámetros de calidad crediticia que deben cumplir las instituciones financieras para poder ser consideradas elegibles como contrapartes. c.3) Deudores por ventas - El riesgo de incobrabilidad de los deudores por venta del grupo es significativamente bajo, toda vez que casi la totalidad de las ventas locales (>95%) corresponden a facturación a las principales empresas distribuidoras de combustibles o a empresas distribuidoras de gas licuado. Por su parte, la incorporación de nuevos clientes está sujeta al análisis de su solvencia financiera y a su aprobación por el Comité de Crédito del Grupo ENAP. Dicho comité coordina las acciones de cobranza requeridas en caso de atraso en los pagos. Al 30 de junio de 2015, la exposición total del Grupo ENAP a los deudores por venta ascendía a MUS$ 528.189 según se indica en la Nota 10. 21

No hay garantías por montos significativos para cubrir dicha exposición, pues, como se ha señalado, casi la totalidad de las ventas corresponden a empresas distribuidoras de combustible o de gas licuado, con las cuales el Grupo ENAP opera en base a ventas a crédito sin garantía. La estimación de deudores incobrables al 30 de junio de 2015 asciende a MUS$ 1.282. Información respecto a la Gestión de capital se encuentra en Nota 24.

5. ESTIMACIONES Y JUICIOS CONTABLES CRITICOS Responsabilidad de la información y estimaciones realizadas La información contenida en estos estados financieros consolidados intermedios es de responsabilidad de la Alta Administración del Grupo ENAP. En los presentes estados financieros consolidados intermedios se han utilizado estimaciones realizadas por la Administración del Grupo ENAP y de las entidades consolidadas para cuantificar algunos de los activos, pasivos, ingresos, gastos y compromisos que figuran registrados en ellos. Estas estimaciones se han realizado en función de la mejor información disponible sobre los hechos analizados, sin embargo, es posible que acontecimientos que puedan tener lugar en el futuro obliguen a modificarlas (al alza o a la baja), lo que se haría conforme a lo establecido en la NIC 8, de forma prospectiva, reconociendo en el período los efectos del cambio de la estimación, si la revisión afecta sólo el presente ejercicio, o en el período de revisión y períodos futuros si el cambio afecta a ambos. En la aplicación de las políticas contables del Grupo ENAP, las cuales se describen en la Nota N°3, la administración hace estimaciones y juicios en relación al futuro sobre los valores en libros de los activos y pasivos. Las estimaciones y los supuestos asociados se han basado en la experiencia histórica y en otros factores que son considerados relevantes. Los resultados reales podrían diferir de estas estimaciones. La administración necesariamente efectúa juicios y estimaciones que tienen un efecto sobre las cifras presentadas en los estados financieros, por lo tanto cambios en estos supuestos y estimaciones podrían tener un efecto en los estados financieros consolidados intermedios. A continuación se detallan las estimaciones y juicios críticos usados por la administración: 1. Vidas útiles de Propiedades, planta y equipo - La administración del Grupo ENAP estima las vidas útiles y basado en ellas los correspondientes cargos por depreciación de sus propiedades, planta y equipo. Esta estimación está basada en estudios técnicos preparados por especialistas internos y externos. Cuando existan indicios que aconsejen cambios en las vidas útiles de estos bienes, ello debe hacerse utilizando estimaciones técnicas al efecto. La administración incrementará el cargo por depreciación cuando las vidas útiles sean inferiores a las vidas estimadas anteriormente o depreciará o eliminará activos obsoletos técnicamente o no estratégicos que se hayan abandonado o vendido. El Grupo ENAP revisa las vidas útiles estimadas de los bienes de propiedad, planta y equipo, al cierre de cada ejercicio de reporte financiero anual. 2. Reservas de crudo y gas - La estimación de las reservas de crudo y gas es parte integral del proceso de toma de decisiones del Grupo ENAP. El volumen de las reservas de crudo y gas se utiliza para el cálculo de la depreciación utilizando los ratios de unidad de producción, así como para la evaluación de la recuperabilidad de las inversiones en activos de Exploración y Producción. 3. Valor razonable de los instrumentos derivados y otros instrumentos financieros - El valor razonable de los instrumentos financieros que no se negocian en un mercado activo se determina usando técnicas de valoración. El Grupo ENAP usa el juicio para seleccionar una variedad de métodos y hacer hipótesis que se basan principalmente en 22

las condiciones de mercado existentes en la fecha de balance. En el caso de los instrumentos financieros derivados, los supuestos realizados están basados en las tasas de mercado cotizadas ajustadas por las características específicas del instrumento. Los otros instrumentos financieros se valorizan usando un análisis de los flujos de efectivo descontados basado en presunciones sustentadas, cuando sea posible, por los precios o tasas de mercado observadas. 4. Provisiones por litigios y otras contingencias - El costo final de la liquidación de denuncias y litigios puede variar debido a estimaciones basadas en diferentes interpretaciones de las normas, opiniones y evaluaciones finales de la cuantía de daños. Por tanto, cualquier variación en circunstancias relacionadas con este tipo de contingencias, podría tener un efecto significativo en el importe de la provisión por contingencias registrada. El Grupo ENAP realiza juicios y estimaciones al registrar costos y establecer provisiones para saneamientos y remediaciones medioambientales que están basados en la información actual relativa a costos y planes esperados de remediación, momento del tiempo del desembolso efectivo, tasa de interés para descontar los flujos futuros, entre otros, con el fin de determinar su valor razonable. En el caso de las provisiones medioambientales, los costos pueden diferir de las estimaciones debido a cambios en leyes y regulaciones, descubrimiento y análisis de las condiciones del lugar, así como a variaciones en las tecnologías de saneamiento. Por tanto, cualquier modificación en los factores o circunstancias relacionados con este tipo de provisiones, así como en las normas y regulaciones, podría tener, como consecuencia, un efecto significativo en las provisiones registradas. 5. Cálculo del impuesto a las ganancias y activos por impuestos diferidos - Los activos y pasivos por impuestos se revisan en forma periódica y los saldos se ajustan según corresponda. El Grupo ENAP considera que se ha hecho una adecuada provisión de los efectos impositivos futuros, basada en hechos, circunstancias y leyes fiscales actuales. Por otra parte, los activos provenientes de las pérdidas tributarias acumuladas, provenientes de empresas chilenas a la fecha de los presentes estados financieros consolidados intermedios, se han estimado totalmente recuperables por la administración. Sin embargo, la posición fiscal podría cambiar, originando resultados diferentes con impacto en los montos reportados en los estados financieros consolidados intermedios.

6. ACTIVOS FINANCIEROS El Grupo ENAP clasifica sus activos financieros en las siguientes categorías: a valor razonable con cambios en resultados, activos financieros mantenidos hasta su vencimiento, préstamos y cuentas por cobrar, disponibles para la venta y derivados de cobertura, según el siguiente detalle al 30 de junio de 2015 y 31 de diciembre de 2014: Al 30 de junio de 2015

Rubro

A valor razonable con cambio en resultado MUS$

Mantenidos hasta el vencimiento MUS$

Préstamos y cuentas por cobrar MUS$

Disponibles para la venta MUS$

Derivados de cobertura MUS$

Efectivo y equivalentes al efectivo Otros activos financieros corrientes Deudores comerciales y otras cuenta por cobrar Cuentas por cobrar a entidades relacionadas

115.034 -

-

639.947 43.168

-

21.563 -

Total activos financieros corrientes

115.034

-

683.115

-

21.563

Otros activos financieros Cuentas por cobrar, no corrientes Cuentas por cobrar a entidades relacionadas

-

35 -

357 14.836 3.720

13.762 -

-

Total activos financieros no corriente

-

35

18.913

13.762

-

23

Al 31 de diciembre de 2014

Rubro

A valor razonable con cambio en resultado MUS$

Mantenidos hasta el vencimiento MUS$

Préstamos y cuentas por cobrar MUS$

Disponibles para la venta MUS$

Derivados de cobertura MUS$

Efectivo y equivalente al efectivo Otros activos financieros corrientes Deudores comerciales y otras cuenta por cobrar Cuentas por cobrar a entidades relacionadas

153.511 -

-

702.455 30.063

-

210.788 -

Total activos financieros corrientes

153.511

-

732.518

-

210.788

Otros activos financieros Cuentas por cobrar, no corrientes Cuentas por cobrar a entidades relacionadas

-

35 -

357 15.542 2.435

13.762 -

-

Total activos financieros no corriente

-

35

18.334

13.762

-

7. EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL EFECTIVO La composición de este rubro al 30 de junio de 2015 y 31 de diciembre de 2014, es el siguiente: 30.06.2015 MUS$

Detalle: Caja Bancos Depósitos a plazo Pactos Totales

31.12.2014 MUS$

162 91.682 15.455 7.735

45 119.463 34.003 -

115.034

153.511

El detalle de efectivo y equivalentes al efectivo en moneda de origen, es el siguiente:

Detalle:

Moneda

Efectivo y equivalentes al efectivo Efectivo y equivalentes al efectivo Efectivo y equivalentes al efectivo Efectivo y equivalentes al efectivo Efectivo y equivalentes al efectivo

US$ Ch$ AR$ UK £ EG £

Totales

30.06.2015 MUS$

31.12.2014 MUS$

33.347 38.995 14.010 82 28.600

38.152 51.515 34.409 82 29.353

115.034

153.511

Los depósitos a plazo vencen en un plazo inferior a tres meses desde su fecha de adquisición y devengan el interés de mercado para este tipo de inversiones. Los pactos son instrumentos de renta fija y corresponden a operaciones de compra con retroventa con vencimiento inferior a 30 días. No existen restricciones a la disposición de efectivo. Al 30 de junio de 2015 y 31 de diciembre de 2014, no existen sobregiros bancarios presentados como efectivo y efectivo equivalente.

24

8. OTROS ACTIVOS FINANCIEROS CORRIENTES Y NO CORRIENTES El detalle es el siguiente:

Corrientes 30.06.2015 31.12.2014 MUS$ MUS$

Detalle: Derivados de cobertura Inversión en otras sociedades Otros por cobrar Scrow account

(a) (b)

Totales

No Corrientes 30.06.2015 31.12.2014 MUS$ MUS$

21.563 -

210.788 -

13.762 357 35

13.762 357 35

21.563

210.788

14.154

14.154

(a) Ver detalle en nota 20 a). (b) El detalle de las inversiones en otras sociedades al 30 de junio de 2015 y 31 de diciembre de 2014, es el siguiente:

Detalle: Terminales Marítimos Patagónicos S.A. Electrogas S.A. Asociación Gremial de Industriales Químicos A.G. Totales

Participación 2015 2014 % %

País de Origen Argentina Chile Chile

13,79 15,00 N/A

13,79 15,00 N/A

30.06.2015 MUS$ 7.664 6.091 7 13.762

31.12.2014 MUS$ 7.664 6.091 7 13.762

9. OTROS ACTIVOS NO FINANCIEROS CORRIENTES Y NO CORRIENTES El detalle del rubro al 30 de junio de 2015 y 31 de diciembre de 2014, es el siguiente:

Detalle:

Corrientes 30.06.2015 31.12.2014 MUS$ MUS$

No corrientes 30.06.2015 31.12.2014 MUS$ MUS$

Arriendos de naves pagados por anticipado Gastos pagados por anticipado SS/EE Torquemada Seguros pagados por anticipado Platino para catalizador Otros

4.321 582 13.006 658

3.516 582 875

4.265 39.455 911

4.556 43.277 857

Total

18.567

4.973

44.631

48.690

25

10. DEUDORES COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS POR COBRAR La composición de este rubro al 30 de junio de 2015 y 31 de diciembre de 2014, es el siguiente:

Detalle:

Corrientes 30.06.2015 31.12.2014 MUS$ MUS$

No corrientes 30.06.2015 31.12.2014 MUS$ MUS$

Deudores por ventas Deudores varios Otros deudores Estimación deudores incobrables

528.189 60.989 52.051 (1.282)

571.166 83.376 46.722 (1.282)

15 14.821 -

15 15.527 -

Totales

639.947

699.982

14.836

15.542

Los valores razonables de deudores por ventas, deudores varios y otros deudores corresponden a sus valores libros. a) Vigencia cuentas por cobrar vencidas y no deterioradas A continuación se detalla la vigencia de las cuentas por cobrar vencidas pero no deterioradas:

30.06.2015 MUS$

31.12.2014 MUS$

De 1 día hasta 5 días De 6 día hasta 30 días De 31 días hasta 60 días De 61 días hasta 90 días Más de 91 días hasta 1 año Más de 1 año

21.882 9.758 3.016 189 551 1.877

3.170 20.354 1.496 658 5.383 14.709

Totales

37.273

45.770

Los saldos vencidos y no deteriorados incluidos en este rubro devengan intereses, calculados utilizando la tasa máxima convencional publicada en el Diario Oficial. El período medio de cobro a deudores por venta de la Línea R&C (venta a distribuidores, principalmente) al 30 de junio de 2015 y 31 de diciembre de 2014, es alrededor de 20 días, para ambos periodos, a diferencia de la Línea E&P que tiene un promedio entre 80 y 90 días. b) Provisiones de incobrables El monto de la provisión de cuentas incobrables al 30 de junio de 2015 y 31 de diciembre de 2014, es el siguiente:

30.06.2015 MUS$ Más de 1 año

(1.282)

31.12.2014 MUS$ (1.282)

Considerando la solvencia de los deudores y el comportamiento histórico de la cobranza, el Grupo ha estimado que la provisión de deudores incobrables al 30 de junio de 2015 y 31 de diciembre de 2014 es suficiente. 26

11. SALDOS Y TRANSACCIONES CON ENTIDADES RELACIONADAS Las cuentas por cobrar, por pagar y las transacciones con partes relacionadas son las siguientes: a) Cuentas por cobrar Corrientes: RUT 61.979.830-9 76.418.940-K 78.335.760-7 0-E 96.762.250-8 96.861.390-1 78.889.940-8 96.971.330-6 81.095.400-0

Sociedad

País

Relación

Ministerio de Energía GNL Chile S.A. Petropower Energía Ltda. Gasoducto del Pacífico Argentina S.A. Gasoducto del Pacífico Chile S.A. Innergy Soluciones Energéticas S.A. Norgas S.A. Geotérmica del Norte S.A. Sociedad Nacional de Oleoductos S.A.

Chile Chile Chile Argentina Chile Chile Chile Chile Chile

Relación a través de controlador Asociada Asociada Asociada Asociada Asociada Asociada Asociada Asociada

Moneda US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$

Totales

30.06.2015 MUS$

31.12.2014 MUS$

26.837 8.444 969 2.933 1.271 646 618 1.450

2.473 10.093 11.069 3.183 2.933 874 522 618 771

43.168

32.536

No corrientes: RUT 96.856.650-4 76.418.940-K

Sociedad

País

Relación

Moneda

Innergy Holding S.A. GNL Chile S.A.

Chile Chile

Asociada Asociada

US$ US$

Totales

30.06.2015 MUS$

31.12.2014 MUS$

1.256 2.464

2.435

3.720

2.435

b) Cuentas por pagar Corrientes: RUT 78.335.760-7 81.095.400-0 76.418.940-K 96.655.490-8 96.861.390-1 96.856.700-4 76.030.514-6 99.598.300-1 99.515.800-0 Totales

Sociedad

País

Relación

Moneda

Petropower Energía Ltda. Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. GNL Chile S.A. Oleoducto Trasandino (Chile) S.A. Innergy Soluciones Energeticas S.A. Innergy Transportes S.A. SK Converge S.A. Sigdo Koppers S.A. SK Inversiones Petroquímicas S.A.

Chile Chile Chile Chile Chile Chile Chile Chile Chile

Asociada Asociada Asociada Asociada Asociada Indirecta Relación a través de Entidad Estructurada Relación a través de Entidad Estructurada Relación a través de Entidad Estructurada

US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$

30.06.2015 MUS$

31.12.2014 MUS$

17.784 1.423 6.552 3 234 -

32.371 3.367 8.831 391 493 208 2 7 497

25.996

46.167

Los saldos y transacciones con entidades relacionadas se ajustan a lo establecido en el artículo Nº 89 de la Ley Nº 18.046, que establece que las operaciones entre sociedades coligadas, entre la matriz y sus filiales y las que efectúe una sociedad anónima abierta, deberán observar condiciones de equidad, similares a las que habitualmente prevalecen en el mercado, es decir, hechas en condiciones de independencia mutua entre las partes.

27

c) Transacciones con partes relacionadas El detalle de las transacciones con empresas relacionadas es el siguiente:

RUT 76.418.940-K

Sociedad

País

Relación

GNL Chile S.A.

Chile

Asociada

78.889.940-8

Norgas S.A.

Chile

Asociada

78.335.760-7

Petropower Energia Ltda.

Chile

Asociada

81.095.400-0

Sociedad Nacional de Oleoducto S.A.

Chile

Asociada

96.856.650-4

Innergy Holding S.A.

Chile

Asociada

96,861,390-1

Innergy Soluciones Energéticas S.A.

Chile

Asociada

96856700-4 76.788.080-4 96.655.490-8 0-E

Innergy Transportes S.A. GNL Quintero S.A. Oleoducto Trasandino Chile S.A. Gasoducto del Pacífico Argentina S.A.

Chile Chile Chile Argentina

Asociada Asociada Asociada Asociada

Descripción de la transacción Compra de gas natural Intereses devengados Venta de productos Intereses Dividendos percibidos Compra de servicios Distribución de utilidades Surplus e Insurance Compra de servicios Venta de servicios Venta de productos Dividendos percibidos Dividendos provisionados Compra de gas natural Venta de productos Suscripción Pagares 1, 2 y 3 Abono pagare 1 y 2 Intereses devengados Operación Planta Dividendos percibidos Compra de servicios Dividendos percibidos

30.06.2015 MUS$

30.06.2014 MUS$

213.033 29 4.945 1 146 20.096 2.290 5.424 19.728 6 26 768 866 1.299 6.472 3.264 2.013 9 571 2.216 2.187 3.513

306.597 28 10.592

Efecto en resultados (Cargo) / Abono 30.06.2015 30.06.2014 MUS$ MUS$ 29 791 1 5.424 6 22 1.409 9 2.187 -

33.024 1.422 7.609 23.675 4 795 1.820 1.397 5.452 9.915 2.326 -

28 (365) 7.609 3 1.844 2.326 -

d) Remuneración del Honorable Directorio El detalle de las remuneraciones al Honorable Directorio es el siguiente: Directorio Actual Nombre Máximo Pacheco Matte Eduardo Bitrán Colodro María Isabel González Rodríguez Fernán Gazmuri Plaza Jorge Fierro Andrade Fidel Miranda Bravo Carlos Carmona Acosta

Rut

Cargo

6.371.887-4 7.950.535-8 7.201.750-1 4.461.192-9 9.925.434-3 6.923.830-0 9.003.935-0

Presidente Vicepresidente Directora Director Director Director Director

Subtotal

30.06.2015 MUS$ 2 11 7 4 1

30.06.2014 MUS$ -

3 9 1

-

Subtotal Totales

Rut 6.375.408-0 5.899.738-2 7.033.701-0 7.246.745-0 7.876.527-5 5.899.198-8

Cargo Vicepresidente Director Director Director Director Director

2 3 3 2 1

01.04.2014 30.06.2014 MUS$ 2 4 1 -

25

13

11

7

30.06.2015 MUS$ 1 2 -

30.06.2014 MUS$ 2 5 4 11 -

01.04.2015 30.06.2015 MUS$ -

01.04.2014 30.06.2014 MUS$ 2 2 4 -

3 28

22 35

11

8 15

Directores Anteriores Nombre Hernán Cheyre Valenzuela Jorge Bande Bruck Carlos Díaz Vergara Felipe Morandé Lavín Fernando Ramirez Pendibene Ramón Jara Araya

01.04.2015 30.06.2015 MUS$

La retribución a los miembros del Honorable Directorio no tiene relación con los resultados de la Empresa.

28

Personal Clave de la Gerencia Las remuneraciones brutas de la plana ejecutiva devengadas y pagadas durante el periodo enero – junio de 2015, ascienden a MUS$ 1.489 y considera las posiciones ejecutivas principales del Grupo; las remuneraciones brutas pagadas en igual periodo de 2014, ascendieron a MUS$ 1.335. Los cargos considerados en los montos informados corresponden a aquellos ejecutivos que tienen autoridad y responsabilidad para planificar, dirigir y controlar las actividades de la entidad. La Empresa no mantiene obligaciones devengadas a los ejecutivos principales por concepto de beneficios de corto y largo plazo y pagos basados en acciones. Planes de incentivos al personal ejecutivo – Renta Variable El Grupo ENAP cuenta con un Sistema de Renta Variable (SRV) que aplica a todos sus ejecutivos, con excepción del Gerente General, para lo cual provisiona al cierre de cada ejercicio contable una estimación de este desembolso la cual se realiza durante el primer trimestre del año siguiente. Su propósito es incentivar la agregación de valor al Grupo ENAP, mejorando el trabajo en equipo y el desempeño individual. Los factores considerados para la determinación del incentivo son los siguientes:   

Resultados financieros anuales de la empresa; Resultados de área y nivel de cumplimiento de metas alcanzado por cada gerencia. Resultados individuales.

12. INVENTARIOS La composición de este rubro al 30 de junio de 2015 y 31 de diciembre de 2014, es el siguiente:

30.06.2015 MUS$

Detalle:

31.12.2014 MUS$

Petróleo crudo en existencias Petróleo crudo en tránsito Productos terminados Productos en tránsito Materiales en bodega y en tránsito

311.208 37.051 394.470 162 36.734

208.053 12.022 407.218 40.968 72.540

Totales

779.625

740.801

Información Adicional de Inventario Importe de ajuste a valor neto de realización de inventarios Costos de inventarios reconocidos en el período

30.06.2015 MUS$ (2.926.108)

30.06.2014 MUS$ (4.863.696)

01.04.2015 30.06.2015 MUS$ (22.397) (1.379.023)

01.04.2014 30.06.2014 MUS$ (2.498.735)

29

13. ACTIVOS Y PASIVOS POR IMPUESTOS CORRIENTES Y DIFERIDOS a) Activos y pasivos por impuestos corrientes: El detalle de los impuestos corrientes al 30 de junio de 2015 y 31 de diciembre de 2014, es el siguiente:

Activos por impuestos corrientes:

30.06.2015 MUS$

31.12.2014 MUS$

IVA Crédito Fiscal Impuestos por recuperar extranjeros Impuesto específico a los combustibles Derechos de aduana Otros impuestos varios

62.570 3.223 4.969 2.776 2.523

62.166 2.806 2.393 11.510 2.856

Totales

76.061

81.731

Pasivos por impuestos corrientes:

30.06.2015 MUS$

31.12.2014 MUS$

Impuesto específico a los combustibles Otros impuestos del extranjero Impuestos de retención Regalías y derechos de explotación Impuestos a la renta por pagar Otros impuestos varios

65.062 1.510 1.843 3.218 6.414 943

56.448 7.201 3.674 30.886 305

Totales

78.990

98.514

b) Activos y pasivos por impuestos diferidos: El origen de los impuestos diferidos registrados al 30 de junio de 2015 y 31 de diciembre de 2014, es el siguiente:

Activos por Impuestos Diferidos, reconocidos:

30.06.2015 MUS$

31.12.2014 MUS$

Relativos a pérdidas fiscales Relativos a valor neto realizable de inventarios Relativos a otras provisiones Relativos a propiedades, planta y equipo Relativos a obligaciones por leasing Relativos a reservas de cobertura Relativos a provision materiales

655.465 67.769 42.892 3.700 8.261 26.297

586.209 45.724 66.803 41.708 4.408 9.076 7.408

Totales

804.384

761.336

30

30.06.2015 MUS$

Pasivos por Impuestos Diferidos, reconocidos: Relativos a activos en leasing Relativos a depreciaciones Relativos a obligaciones por indemnizaciones Relativos a gastos diferidos Relativos a otros Totales

Movimientos en importe reconocido en estado de situación financiera

31.12.2014 MUS$

2.104 55.425 6.593 27.368 28.753

2.312 61.453 6.821 29.379 29.288

120.243

129.253

30.06.2015 MUS$

31.12.2014 MUS$

Importe reconocido en el resultado del período Importe reconocido en resultados acumulados Reverso saldos iniciales sociedad fusionada Etalsa Importe reconocido en otros resultados integrales Importe en otros rubros

48.345 2.862 851

86.351 109.495 (3.456) (2.616) 6.211

Cambios en activos y pasivos por impuestos diferidos,

52.058

195.985

c) Gasto por impuestos corrientes Todas las empresas que forman parte del Grupo ENAP presentan individualmente sus declaraciones de impuestos, de acuerdo con la norma fiscal aplicable en cada país. El (Gasto) ingreso tributario y diferido del ejercicio terminado al 30 de junio de 2015 y 2014, es el siguiente:

Beneficio por Impuestos Corrientes a las Ganancias

30.06.2015 MUS$

30.06.2014 MUS$

01.04.2015 30.06.2015 MUS$

01.04.2014 30.06.2014 MUS$

(Gasto) ingreso por impuestos corrientes Ajustes al impuesto corriente del ejercicio anterior Otro (gasto) ingreso por impuesto corriente

(9.573) (30)

(1.613) (14.959) 17.705

(5.280) (8)

9.798 (14.959) 31.307

Ingreso (gasto) por impuestos corrientes, neto, total

(9.603)

1.133

(5.288)

26.146

Ingreso (gasto) diferido por impuestos relativos a la creación y reversión de diferencias temporarias

48.345

44.942

15.432

29.521

Ingreso (gasto) por impuestos diferidos, neto, total

48.345

44.942

15.432

29.521

Beneficio (gasto) por impuesto a las ganancias

38.742

46.075

10.144

55.667

Gasto por Impuestos Diferidos a las Ganancias por Partes Extranjeras y Nacional, Neto

30.06.2015 MUS$

30.06.2014 MUS$

01.04.2015 30.06.2015 MUS$

01.04.2014 30.06.2014 MUS$

(Gasto) ingreso por impuestos corrientes, neto, extranjero (Gasto) ingreso por impuestos corrientes, neto, nacional

(5.172) (4.431)

(14.510) 15.643

(3.049) (2.239)

(6.683) 32.829

Gasto por impuestos corrientes, neto, total

(9.603)

1.133

(5.288)

26.146

31

Ingreso (gasto) por impuestos diferidos, neto, extranjero Ingreso (gasto) por impuestos diferidos, neto, nacional Ingreso (gasto) por impuestos diferidos, neto, total

30.06.2015 MUS$ 3.335 45.010 48.345

30.06.2014 MUS$ 462 44.480 44.942

01.04.2015 30.06.2015 MUS$ 297 15.135 15.432

01.04.2014 30.06.2014 MUS$ 5.044 24.477 29.521

d) Conciliación del resultado contable con el resultado fiscal La conciliación de la tasa de impuestos legal vigente en Chile y la tasa efectiva de impuestos aplicables al Grupo ENAP, se presenta a continuación:

(Gasto) ingreso por impuestos utilizando la tasa legal Efecto impositivo de tasas en otras jurisdicciones Efecto impositivo de ingresos ordinarios no imponibles Efecto impositivo de gastos no deducibles impositivamente Efecto impositivo impuesto único Ley 2398 Otro incremento (decremento) en cargo por impuestos legales Ajustes al gasto por impuestos utilizando la tasa legal, total Ingreso (gasto) por impuestos utilizando la tasa efectiva

30.06.2015 MUS$ (21.044) 6.614 (1.452) 2.981 44.860 6.783 59.786 38.742

30.06.2014 MUS$ (2.547) 7.432 4.283 (107) 34.090 2.924 48.622

01.04.2015 30.06.2015 MUS$ (12.778) 5.653 (1.402) 3.089 16.726 (1.144) 22.922

01.04.2014 30.06.2014 MUS$ 3.317 5.583 5.181 4.312 36.724 550 52.350

46.075

10.144

55.667

Información adicional: La tasa legal utilizada en Chile es de 22,5% en 2015 y 21% en 2014, la cual corresponde a la tasa de impuesto a la renta legal en Chile, las tasas de impuestos correspondientes a otras jurisdicciones son: Argentina un 35% en ambos años, en Ecuador es de un 22% para ambos años, en Uruguay la filial por no tener operaciones en el país está sometida a un régimen especial sin impuesto en Egipto el contrato de operación conjunta con EGPC otorga un régimen especial sin impuesto para ENAP. Reforma Tributaria en Chile Con fecha 29 de septiembre de 2014, fue publicada en el Diario Oficial la Ley N°20.780 “Reforma Tributaria que modifica el sistema de tributación de la renta e introduce diversos ajustes en el sistema tributario”. Entre los principales cambios, dicha Ley tipifica dos sistemas de tributación: régimen de renta atribuída y régimen parcialmente integrado. Los contribuyentes podrán optar libremente por cualquiera de estos dos regímenes para determinar y pagar sus impuestos, con una mantención mínima en cada régimen de 5 años. Adicionalmente, se introduce un aumento progresivo en la tasa de impuesto de primera categoría para los años comerciales 2014, 2015, 2016, incrementándola a un 21%, 22,5%, 24%, respectivamente. Desde el año comercial 2017 el incremento en esta tasa de impuesto dependerá del régimen de tributación elegido por el contribuyente, es decir, si se opta por el régimen de renta atribuida la tasa será de 25% desde el año comercial 2017 y para el régimen parcialmente integrado las tasas serán 25,5% en el año comercial 2017 y 27% desde el año comercial 2018 en adelante. Adicionalmente en el caso de ENAP Matriz, ésta se incrementa en un 40% de impuesto único, debido a la aplicación del Decreto Ley N° 2.398. En relación a los otros incrementos (decrementos) efectuados a la tasa impositiva legal, éstos corresponden a las diferencias permanentes del ejercicio, principalmente originadas por las utilidades devengadas en empresas filiales y relacionadas y al impuesto único de ENAP mencionado en el punto precedente.

32

Los impuestos para las sociedades extranjeras se calculan según las tasas impositivas en las respectivas jurisdicciones. e) Resultados y tasas impositivas

GANANCIA (PÉRDIDA)

30.06.2015 Subtotal Total MUS$ MUS$

Resultados antes de impuestos Impuesto a la renta Impuesto a la renta Impuestos diferidos Impuestos pagados en el exterior

93.531

GANANCIA (PÉRDIDA) INTERÉS MINORITARIO RESULTADO CONTROLADOR

87.411

17.559 1.377 21.052 (4.870)

50.208

34.090 17.730 16.360

(12.529)

(6.584) (55) (3.772) (2.757)

24.722

44.861

01.04.2014 30.06.2014 Subtotal Total MUS$ MUS$

56.792

11.985 (475) 24.574 (12.114)

(3.872) 48.733

01.04.2015 30.06.2015 Subtotal Total MUS$ MUS$

12.737

(6.120) (132) (4.150) (1.838)

Resultado después de impuesto a la renta Impuesto especial, D.L. 2398 - Tasa 40% Impuesto a la renta (40%) Impuestos diferidos (40%)

30.06.2014 Subtotal Total MUS$ MUS$

5.030

16.727 (2.613) 19.340

38.108 31.332 6.776

132.272

58.812

66.935

43.138

425

929

10

929

131.847

57.883

66.925

42.209

14. INVERSIONES CONTABILIZADAS UTILIZANDO EL MÉTODO DE LA PARTICIPACIÓN A continuación se presenta un detalle de las inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación y los movimientos de éstas al 30 de junio de 2015 y 31 de diciembre de 2014: a) Detalle de las inversiones:

Sociedades A&C Pipeline Holding Biocomsa S.A. Compañía Latinoamericana Petrolera S.A. Empresa Nacional de Geotermia S.A. Forenergy S.A. Gasoducto del Pacífico (Chile) S.A. Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A. Gasoducto del Pacífico (Cayman) Ltd. Geotermica del Norte S.A. GNL Chile S.A. GNL Quintero S.A. Golfo Guayaquil Petroenap Cía. de E. Innergy Holding S.A. Norgas S.A. Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A. Oleoducto Trasandino (Chile ) S.A. Petropower Energía Ltda. Sociedad Nacional de Oleoducto S.A.

Actividad Principal Inversión y financiamiento en general Producción de biomasas y su transformación en biocombustibles Exploración y explotación de petróleo, gas y derivados Exploración y explotación de energía geotérmica Producción y comercialización de biodiesel Transporte de gas natural Transporte de gas natural Inversión y financiamiento en general Exploración y explotación de energía geotérmica Almacenamiento, procesamiento y regasificacion de gas natural Puesta en marcha de terminal de regasificación de "GNL" Desarrollo de las actividades en cualquiera de las fases de la ind. petrolera Explotar y operar toda clase de redes de transporte de gas natural. Importación, exportación y compra de gas licuado de petróleo y su venta Construcción y explotación de un oleoducto trasandino Argentina-Chile Construcción y explotación de un oleoducto trasandino Argentina-Chile Generación de energía y procesamiento de combustibles. Transportar combustibles y sus derivados

País de Origen I.Cayman Chile Chile Chile Chile Chile Argentina I.Cayman Chile Chile Chile Ecuador Chile Chile Argentina Chile Chile Chile

Moneda USD CLP CLP CLP CLP USD USD USD CLP USD USD USD USD CLP USD CLP USD USD

Participación 2015 2014 % % 36,25 36,25 47,41 47,41 40,00 40,00 49,00 49,00 40,00 40,00 25,00 25,00 22,80 22,80 22,80 22,80 48,60 48,60 33,33 33,33 20,00 20,00 40,00 40,00 25,00 25,00 42,00 42,00 35,79 35,79 35,83 35,83 15,00 15,00 10,06 10,06

33

b) Movimiento de inversiones: Al 30 de junio de 2015

Sociedades A&C Pipeline Holding Biocomsa S.A. Compañía Latinoamericana Petrolera S.A. Empresa Nacional de Geotermia S.A. Forenergy S.A. Gasoducto del Pacífico (Chile) S.A. Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A. Gasoducto del Pacífico (Cayman) Ltda. Geotérmica del Norte S.A. GNL Chile S.A. GNL Quintero S.A. Golfo Guayaquil Petroenap Compañía de Economía Mixta Innergy Holding S.A. Norgas S.A. Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A. Oleoducto Trasandino (Chile ) S.A. Petropower Energía Ltda. Sociedad Nacional de Oleoducto S.A. Totales

Saldo inicial 01.01.2015 MUS$

Adiciones MUS$

152 1 276 1.432 165 2.534 8.116 1 49.716 2.994 25.027

20.000 -

10 4.553 2.426 2.649 3.418 11.555 11.897 126.922

Participación en resultado MUS$ -

Dividendos MUS$

Diferencia conversión MUS$ -

(3) (100) 417 55 3.900

(364) (2.216)

-

355 (89) 1.682

(1.633)

(649)

20.000

6.217

(4.213)

(660)

Adiciones MUS$

Participación en resultado MUS$

(11) -

Otros Incremento (Decremento) MUS$ (8) -

Saldo final 30.06.2015 MUS$ 152 1 262 1.432 157 2.434 8.169 1 69.716 3.049 26.711

32 (1)

10 4.908 2.426 2.649 3.329 11.587 11.296

23

148.289

Al 31 de diciembre de 2014

Sociedades A&C Pipeline Holding Biocomsa S.A. Compañía Latinoamericana Petrolera S.A. Empresa Nacional de Geotermia S.A. Forenergy S.A. Gasoducto del Pacífico (Chile) S.A. Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A. Gasoducto del Pacífico (Cayman) Ltda. Geotérmica del Norte S.A. GNL Chile S.A. GNL Quintero S.A. Golfo Guayaquil Petroenap Compañía de Economía Mixta Innergy Holding S.A. Norgas S.A. Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A. Oleoducto Trasandino (Chile ) S.A. Petropower Energía Ltda. Sociedad Nacional de Oleoducto S.A. Totales

Saldo inicial 01.01.2014 MUS$

-

Dividendos MUS$

152 322 2.411 191 1 9.160 1 50.133 1.065 9.128

-

88 (2) (979)

-

3.888 552 (417) 1.929 6.216

(1.596) (13.915)

10 2.164 3.230 2.701 3.763 17.351 15.245

-

2.045 (150) (52) 308 1.710 3.549

(162) (653) (3.822) (3.327)

117.028

-

(23.475)

18.685

-

Diferencia conversión MUS$ -

Otros Incremento (Decremento) MUS$ -

Saldo final 31.12.2014 MUS$

(26) (1.355) 23.598

152 1 276 1.432 165 2.534 8.116 1 49.716 2.994 25.027

(423) (2.126)

344 (69) (3.684) (1.444)

10 4.553 2.426 2.649 3.418 11.555 11.897

(2.605)

17.289

126.922

(12) (44) -

(75) -

34

c) Información adicional de las inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación. Valor Razonable Ninguna de las inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación tiene precios de cotización públicos por lo que no se revela su valor razonable. Participaciones menores al 20% en Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. y Petropower Energía Ltda. El Grupo ENAP ejerce influencia significativa en Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. a pesar de tener una participación porcentual menor al 20%, debido a la existencia de transacciones de importancia relativa entre el inversor y la participada, además de participar en las decisiones comerciales y financieras. Igual situación se presenta en Petropower Energía Ltda. que siendo la participación menor al 20%, el Grupo ENAP posee influencia significativa sobre esta inversión, dado los contratos y acuerdos comerciales existentes. Inversiones en MUS$ 1 La participación en Biocomsa S.A. se presenta a MUS$ 1 ya que a la fecha de cierre mantienen déficit de patrimonio. Cambios y/o modificación de la participación en asociadas - En el periodo terminado al 30 de junio de 2015, se han realizado los siguientes aportes de capital: En Geotérmica del Norte S.A. durante el mes de marzo de 2015 se realizaron aportes de capital por un total de MUS$20.000, correspondiente a 8.933.986.623 acciones, manteniendo la participación accionaria. - En el ejercicio 2014 no se realizaron cambios o modificaciones en las participaciones.

d) Detalle de información financiera El resumen de los estados financieros de las sociedades coligadas con influencia significativa es el siguiente: Estado de situación financiera

Total activos corrientes Total activos no corrientes

30.06.2015 MUS$ 526.665 1.571.484

31.12.2014 MUS$ 476.725 1.561.512

30.06.2015 MUS$ Total pasivos corrientes Total pasivos no corrientes Patrimonio neto

Total activos

2.098.149

2.038.237

Total pasivos y patrimonio neto

Estado de resultados integrales 30.06.2015 MUS$ Total ingresos de actividades ordinarias y otros Total costos de ventas, gastos y otros Resultado del período

30.06.2014 MUS$

01.04.2015 30.06.2015 MUS$

31.12.2014 MUS$

324.984 1.204.104

299.621 1.215.877

569.061

522.739

2.098.149

2.038.237

01.04.2014 30.06.2014 MUS$

759.110 (554.030)

918.048 (859.839)

400.308 (212.868)

498.011 (466.644)

205.080

58.209

187.440

31.367

35

15. PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO A continuación se presentan los movimientos de los rubros de propiedades, planta y equipo al 30 de junio de 2015 y 31 de diciembre de 2014:

Período Actual

Terrenos MUS$

Edificios MUS$

Planta y Equipos MUS$

Instalaciones MUS$

Construcción en curso MUS$

Inversión en E&P MUS$

Otros MUS$

Total MUS$

Saldo inicial al 01 de enero de 2015 Adiciones Resultado por campañas exploratorias y pozos secos Castigos y deterioros Gasto por depreciación Estudios geológicos y costos no absorbidos Transferencias Otros incrementos (decrementos) Cambios, total

230.342 -

11.682 (630) (630)

1.202.212 16.781 (482) (96.858) 3.902 (76.657)

50.317 20 (2.908) (2.888)

143.561 63.061 (520) (6.392) 56.149

944.094 183.920 (32.182) (95.935) (2.650) (231) 2 52.924

170.958 4.126 (6.015) 2.721 832

2.753.166 267.908 (32.182) (1.002) (202.346) (2.650) 2 29.730

Saldo final al 30 de junio de 2015

230.342

11.052

1.125.555

47.429

199.710

997.018

171.790

2.782.896

Otros MUS$

Total MUS$

Año Anterior

Terrenos MUS$

Edificios MUS$

Planta y Equipos MUS$

Instalaciones MUS$

Construcción en curso MUS$

Inversión en E&P MUS$

Saldo inicial al 01 de enero de 2014 Adiciones Resultado por campañas exploratorias y pozos secos Castigos y deterioros Gasto por depreciación Estudios geológicos y costos no absorbidos Transferencias Otros incrementos (decrementos) Cambios, total

230.342 -

13.032 59 (1.409) (1.350)

1.291.790 33.722 (315) (185.388) 62.403 (89.578)

50.200 1.763 (5.600) 3.954 117

117.997 64.603 (222) (38.817) 25.564

750.112 399.823 (13.072) (168.490) (7.107) (3.815) (13.357) 193.982

183.781 25.294 (148) (11.677) (23.725) (2.567) (12.823)

2.637.254 525.264 (13.072) (685) (372.564) (7.107) (15.924) 115.912

Saldo final al 31 de diciembre de 2014

230.342

11.682

1.202.212

50.317

143.561

944.094

170.958

2.753.166

A continuación se presentan los saldos del rubro al 30 de junio de 2015 y 31 de diciembre de 2014: Propiedades, Planta y Equipo, Bruto Terrenos Edificios Planta y equipos Instalaciones Construcción en curso Inversiones en E&P (Exploración y Producción) Otros Totales

30.06.2015 MUS$ 230.342 68.144 2.911.576 113.786 199.710 4.070.167 283.667

31.12.2014 MUS$ 230.342 68.144 2.891.375 113.766 143.561 3.921.230 276.898

7.877.392

7.645.316

36

Propiedades, Planta y Equipo, Depreciación Acumulada Edificios Planta y equipos Instalaciones Inversiones en E&P (Exploración y Producción) Otros Totales Propiedades, Planta y Equipo, Neto Terrenos Edificios Planta y equipos Instalaciones Construcción en curso Inversiones en E&P (Exploración y Producción) Otros Totales

30.06.2015 MUS$ 57.092 1.786.021 66.357 3.073.149 111.877

31.12.2014 MUS$ 56.462 1.689.163 63.449 2.977.137 105.939

5.094.496

4.892.150

30.06.2015 MUS$ 230.342 11.052 1.125.555 47.429 199.710 997.018 171.790

31.12.2014 MUS$ 230.342 11.682 1.202.212 50.317 143.561 944.093 170.959

2.782.896

2.753.166

No existen bienes correspondientes al activo fijo entregados en garantía, ya sea hipotecas o prendas. Información adicional a) Construcción en curso: Las construcciones en curso al 30 de junio de 2015 corresponden principalmente a

obras de adecuación de planta para refinación de crudos pesados en refinería Biobío, paro de Plantas en Refinerías de Aconcagua y Biobío, además de mantención de estanques y ductos. b) Activos en leasing: En el rubro Otros de Propiedades, Planta y Equipo se incluyen los siguientes activos adquiridos bajo la modalidad de leasing financiero: Oficinas corporativas adquiridas mediante un contrato de leasing con opción de compra con el Banco Santander (Chile), el valor neto asciende a MUS$ 13.258 al 30 de junio de 2015 y MUS$ 13.418 al 31 de diciembre de 2014. Este contrato tiene vencimientos mensuales y finaliza en agosto de 2018. c) Costos de desmantelamiento, retiro o rehabilitación: El Grupo ENAP como parte de sus costos de activo fijo mantiene activado gastos de desmantelamiento de plataformas y campos petroleros, por un monto neto al 30 de junio de 2015 y al 31 de diciembre de 2014 de MUS$ 27.041. d) Capitalización de intereses: El Grupo ENAP durante el periodo a junio 2015 y 2014 no ha activado intereses. e) Seguros: El Grupo ENAP tiene formalizadas pólizas de seguros para cubrir los posibles riesgos a que están sujetos los diversos elementos de propiedad, planta y equipo, así como las posibles reclamaciones que se le puedan presentar por el ejercicio de su actividad, dichas pólizas cubren de manera suficiente los riesgos a los que están sometidos. Adicionalmente, está cubierta la pérdida de beneficios que podría ocurrir como consecuencia de una paralización. f) Costo por depreciación : El cargo a resultados por concepto de depreciación del período incluido en los costos de explotación, distribución y gastos de administración es el siguiente: 37

30.06.2015 MUS$

01.04.2015 30.06.2015 MUS$

30.06.2014 MUS$

01.04.2014 30.06.2014 MUS$

En costos de venta En costos de distribución En gastos de administración

195.051 6.500 795

187.919 2.080 749

98.650 3.219 434

95.504 763 591

Totales

202.346

190.748

102.303

96.858

Inversiones en exploración y producción El detalle de las inversiones en exploración y producción a través de la filial Enap Sipetrol S.A., al 30 de junio de 2015 y 31 de diciembre de 2014, es el siguiente:

Operaciones Conjuntos

Porcentaje de participación 30.06.2015 31.12.2014 MUS$ MUS$

Inversión neta antes de deterioro operaciones conjuntos 30.06.2015 31.12.2014 MUS$ MUS$

Menos: pérdidas por deterioro 30.06.2015 31.12.2014 MUS$ MUS$

a. Explotación Área Magallanes (*) Campamento Central Cañadón Perdido (*) Cam 2A Sur (*) East Rast Qattara (*)

50,00 50,00 50,00 50,50

50,00 50,00 50,00 50,50

177.892 97.023 104 27.172

186.027 93.487 106 30.283

-

-

b. Exploración E2 (ex CAM3 y CAM1) (*) La Invernada (*) Bloque 2 - Rommana (*) Bloque 8 - Sidi Abd El Rahman (*) Bloque Mehr (*)

33,33 50,00 40,00 30,00 33,00

33,33 50,00 40,00 30,00 33,00

8.668 27.262

8.668 27.262

8.447 27.262

338.121

345.833

35.709

Totales

Otros Negocios

Pampa el Castillo (*) Paraíso, Biguno, Huachito (*) Mauro Dávalos Cordero (*) Intracampos (*) Totales

Inversión neta antes de deterioro otros negocios 30.06.2015 31.12.2014 MUS$ MUS$

Inversión neta operaciones conjuntos 30.06.2015 31.12.2014 MUS$ MUS$ 177.892 97.023 104 27.172

186.027 93.487 106 30.283

8.447 27.262

221 -

221 -

35.709

302.412

310.124

Menos: Pérdidas por deterioro 30.06.2015 31.12.2014 MUS$ MUS$

Inversión neta otros negocios 30.06.2015 31.12.2014 MUS$ MUS$

75.168 35.009 67.147 25.941

98.667 36.799 73.936 16.840

-

-

75.168 35.009 67.147 25.941

98.667 36.799 73.936 16.840

203.265

226.242

-

-

203.265

226.242

Adicionalmente existen MUS$ 491.341 al 30 de junio de 2015 y MUS$ 407.718 al 31 de diciembre de 2014, por concepto de inversiones netas en exploración y producción realizada por ENAP en la región de Magallanes y que comprenden los sectores geográficos denominados Costa Afuera, Continente e Isla. (*) La explicación y estado de cada uno de los proyectos se encuentra en Nota 17 y 18.

38

16. PÉRDIDAS POR DETERIORO Y PROVISIONES i)

Deterioro Activos

Al 30 de junio de 2015 y durante el ejercicio 2014 la Empresa no ha reconocido deterioro de activos. ii) Provisión Bloque Mehr En el rubro Inversiones en Exploración y Producción se presenta un decremento relacionado con el bloque Mehr. OMV como operador del bloque Mehr, en representación del consorcio conformado con Repsol y Enap Sipetrol S.A. a través de su filial Sipetrol Internacional S.A., entregó con fecha 24 de enero de 2009, una carta dirigida al Director de Exploración de National Iranian Oil Company (NIOC), informando que se ha tomado la decisión unánime de no continuar con las negociaciones relativas al desarrollo del yacimiento Band-e-Karkheh. Esta decisión se debe a que no ha sido posible establecer un acuerdo con NIOC respecto al Plan de Desarrollo necesario para la explotación de este descubrimiento realizado por el consorcio. Considerando que se ha dado cumplimiento a las obligaciones contractuales, se comunicó a NIOC la activación de la cláusula que da derecho a recuperar los gastos de exploración y a la tarifa de servicio (Remuneration Fee), conforme a los términos establecidos en el Contrato de Servicios de Exploración suscrito entre el consorcio y NIOC. No obstante lo señalado en el párrafo anterior, y tomando en cuenta el juicio y estimaciones de la administración, la filial Sipetrol International S.A., constituyó en diciembre del 2008 una provisión por el valor de la inversión neta que asciende a MUS$ 27.262, la cual se presenta neta con el monto de la inversión. Con fecha 21 de octubre de 2010, la NIOC informa al operador del bloque (OMV), la aceptación de los gastos exploratorios incurridos por el Consorcio. Actualmente el Consorcio se encuentra gestionando ante la NIOC la devolución de los gastos exploratorios invertidos, así como el pago de una tarifa por los servicios de exploración. iii) Abandono de pozos secos exploratorios sin reservas comercialmente explotables En el rubro Inversiones en Exploración y Producción de propiedades, planta y equipo se presentan las disminuciones por abandono de pozos secos exploratorios sin reservas comercialmente explotables, según el siguiente detalle:

30.06.2015 MUS$

30.06.2014 MUS$

Resultado por campañas exploratorias y pozos secos

32.182

17.608

Totales

32.182

17.608

Las partidas señaladas se incluyen en el estado de resultados en el rubro “Otros gastos por función”.

39

17. PARTICIPACIONES EN OPERACIONES CONJUNTOS A continuación se detallan las principales operaciones de explotación y exploración, controladas conjuntamente a través de las cuales se obtienen ingresos e incurren en gastos. a) Explotación (a) Área Magallanes Con fecha 4 de enero de 1991, Sociedad Internacional Petrolera S.A. (luego de varias transformaciones, hoy Enap Sipetrol Argentina S.A.) y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Sociedad del Estado (luego de varias transformaciones, hoy YPF S.A.) celebraron un contrato de Unión Transitoria de Empresas (UTE), con el objeto de ejecutar trabajos de desarrollo y explotación de hidrocarburos en Área Magallanes, bloque ubicado en la boca oriental del Estrecho de Magallanes, Argentina. Enap Sipetrol Argentina S.A. como operador de esta concesión, es responsable de ejecutar todas las operaciones y actividades en esta área. Con fecha 17 de noviembre de 2014, la Empresa, representada por su Gerente General y el presidente y CEO de YPF, firmaron un acuerdo para extender la Unión Transitoria de Empresas (UTE), que ambas compañías comparten en partes iguales en el Área Magallanes, en el sur de Argentina. Este acuerdo, permite extender el plazo de amortización de las reservas probadas. (b) Campamento Central - Cañadón Perdido En diciembre de 2000, Enap Sipetrol S.A. (luego Enap Sipetrol Argentina S.A.) firmó con YPF S.A. un acuerdo a través del cual este último cede y transfiere a Enap Sipetrol Argentina S.A. el 50% de la concesión que YPF S.A. es titular para la explotación de hidrocarburos sobre las áreas denominadas Campamento Central - Cañadón Perdido, en la provincia de Chubut - República de Argentina, que se rige por la Ley Nº 24.145 y sus normas complementarias y reglamentarias, siendo YPF S.A. quien realiza las labores de operador de esta concesión. Con fecha 17 de noviembre de 2014, YPF S.A. y Enap Sipetrol Argentina S.A. firmaron un acuerdo de prorroga hasta el año 2042. (c) Cam 2A Sur En decisión administrativa Nº 14 del 29 de enero de 1999, se adjudicó en favor de YPF y Enap Sipetrol Argentina S.A. el Permiso de Exploración sobre el Área “Cuenca Austral Marina 2/A SUR” (CAM 2/A SUR). Con fecha 7 de octubre de 2002, Enap Sipetrol Argentina S.A. (Operador) e YPF S.A. celebraron un Acuerdo de Unión Transitoria de Empresas (UTE), ubicada en la Provincia de Tierra del Fuego. La concesión de explotación tiene un plazo de 25 años (vencimiento 2028), el cual puede ser extendido por un plazo adicional de 10 años. (d) East Rast Qattara En el marco del proceso de licitación para el año 2002, abierto por la Compañía General Petrolera Egipcia (EGPC) para presentar ofertas para diversos bloques en el Western Desert, la filial Sipetrol International S.A., en conjunto con la empresa australiana Oil Search Ltd., se adjudicó con fecha 16 de abril de 2003, el Bloque East Ras Qattara. El contrato se firmó el 30 de marzo de 2004 ante el Ministerio de petróleo egipcio, con una participación de Sipetrol International S.A., sucursal Egipto, del 50,5% (Operador) y de Oil Search Ltd., 49,5%.

40

En Diciembre de 2007, se dio inicio a la etapa de explotación y en Agosto de 2008 la empresa Australiana Oil Search Limited materializó la venta de la totalidad de su participación a Kuwait Energy Company. b) Exploración (a) E2 (Ex CAM 3 y CAM 1) El Área CAM-1 (Cuenca Austral Marina 1) fue adjudicada con fecha 4 de septiembre de 2003 a las empresas Enap Sipetrol Argentina S.A. y Repsol-YPF S.A., por la Secretaría de Energía del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, quien aceptó la oferta realizada por las empresas durante el Concurso Público Internacional convocado para esta licitación. El área se encuentra ubicada en el océano Atlántico en la zona austral de Argentina y es contigua a otras concesiones donde actualmente Enap Sipetrol Argentina S.A. explora y produce hidrocarburos. Enap Sipetrol Argentina S.A. e YPF conformaron una Unión Transitoria de Empresas (UTE), destinada a realizar exploraciones de hidrocarburos en esta área y proceder a su explotación comercial en caso que las exploraciones fueran exitosas. Durante el mes de octubre de 2005 la Sociedad recibió una comunicación de la Secretaría de Energía, mediante la cual informa a Enap Sipetrol Argentina S.A. que el área de explotación CAM-1 sería registrada a nombre de ENARSA (empresa propiedad del Estado Nacional). Esto último sustentado en el hecho que el área había sido adjudicada a Enap Sipetrol Argentina S.A. e YPF S.A. durante el año 2003 por la Secretaría de Energía, pero que se encontraba pendiente la decisión administrativa del Poder Ejecutivo Nacional que la aprobará. Con fecha 26 de septiembre de 2006, se suscribió un convenio de asociación entre ENARSA, Enap Sipetrol Argentina S.A. e YPF S.A. mediante el cual las partes acordaron suscribir un contrato de UTE, cuya participación de cada uno es de un 33,33%. ENARSA, como titular del área CAM 1 (en adelante E2), aporta este bloque y Enap Sipetrol Argentina S.A., en conjunto con YPF S.A., aportan el bloque CAM 3. Formalmente Enap Sipetrol y Repsol YPF revirtieron el bloque CAM 3 a la Secretaría de Energía para su posterior adjudicación por parte de ésta al nuevo consorcio. En el marco del convenio celebrado entre ENARSA, YPF S.A. y Enap Sipetrol Argentina S.A. para la exploración, desarrollo y eventual explotación conjunta de la nueva área E2, la Secretaría de Energía aceptó transferir a ENARSA el área CAM-3, la cual junto con la ex área CAM-1 integra la mencionada área E2, objeto del convenio. Asimismo, la Secretaría de Energía aceptó compensar las inversiones pendientes comprometidas en el área CAM-3 con el compromiso de perforar un segundo pozo de exploración dentro de la nueva área E2. Las partes suscribieron con fecha 31 de marzo de 2008, el Contrato de Unión Transitoria de Empresas para la Exploración y Explotación de Hidrocarburos en el Área E2, a fin de regular los derechos y obligaciones entre Enap Sipetrol Argentina S.A., YPF S.A. y Energía Argentina S.A. (ENARSA) en su calidad de socios y coparticipes en la exploración y explotación del área E2. Dicho contrato de Unión Transitoria de Empresas fue inscrito con fecha 17 de abril de 2008 ante la Inspección General de Justicia bajo el N°63, Libro 2 de Contratos de Colaboración de Empresas. El permiso de exploración finaliza su tercer período en el 2018, que puede ser extendido por un plazo adicional de 5 años. (b) Bloque Mehr - Iran En el año 2001, Enap Sipetrol S.A., a través de su filial Sipetrol International S.A., adquirió el 33% de participación en el Contrato de Servicios de Exploración del Bloque Mehr ubicado en Irán, en sociedad con las empresas Repsol YPF y OMV, siendo esta última su operadora. Con fecha 30 de junio de 2007, la National Iranian Oil Company (NIOC) declaró la comercialidad de un descubrimiento efectuado en el Bloque denominado Band-e-Karkheh, lo que dio inicio a la negociación del plan de desarrollo y contrato respectivo. En diciembre de 2008, al no ser económicamente viable para las empresas los 41

términos y condiciones del plan de desarrollo negociadas con la NIOC, se decidió unánimemente no continuar con la etapa de desarrollo del descubrimiento pero reservándose el derecho a exigir reembolso de los gastos incurridos en la etapa de exploración más una tarifa por los servicios, conforme lo establece el contrato de servicios de exploración. Tal como se señala en Nota 16. ii), la inversión en Bloque Mehr se mantiene con una provisión de un 100%. A continuación se detallan los activos y pasivos de cada uno de las operaciones conjuntas:

Operaciones conjuntos

Activos corrientes en operaciones conjuntos 30.06.2015 31.12.2014 MUS$ MUS$

Activos no corrientes en operaciones conjuntos 30.06.2015 31.12.2014 MUS$ MUS$

Pasivos corrientes en operaciones conjuntos 30.06.2015 31.12.2014 MUS$ MUS$

Pasivos no corrientes en operaciones conjuntos 30.06.2015 31.12.2014 MUS$ MUS$

a. Explotación Área Magallanes (a) Campamento Central Cañadón Perdido (b) Cam 2A Sur (c) East Rast Qattara (d)

30.948 15.486 204 36.716

32.204 19.036 138 42.983

181.258 99.630 248 25.816

189.369 96.542 241 28.834

33.417 39.304 1.923 6.244

47.838 34.776 1.921 6.873

117.474 9.447 -

105.649 27.049 8.581 -

-35 192 -

-29 129 -

- 8 123 -

- 9 221 -

368 109 235 -

558 109 234 -

-59 -

-31 -

83.581

94.519

307.083

315.216

81.600

92.309

124.413

141.310

(2.567)

b. Exploración E2 Invernada (ex CAM3(b) y CAM1) (a) La Bloque 2 - Rommana Bloque 8 - Sidi Abd El Rahman Bloque Mehr (b) Totales

A continuación se detallan los ingresos ordinarios, costos de venta y resultados de cada uno de los operaciones conjuntos.

Operaciones conjuntas

Ingresos ordinarios 30.06.2015 30.06.2014 MUS$ MUS$

Gastos ordinarios 30.06.2015 30.06.2014 MUS$ MUS$

Resultado 30.06.2015 30.06.2014 MUS$ MUS$

a. Explotación Área Magallanes (a) Campamento Central Cañadón Perdido (b) Cam 2A Sur (c) East Rast Qattara (d)

61.296 33.644 45.300

55.525 48.906 (34) 66.154

44.468 30.467 1.310 14.903

36.425 37.187 1.045 13.977

7.590 2.388 (1.090) 28.080

9.702 3.768 (482) 49.165

(68) (5) -

b. Exploración E2 (ex CAM3 y CAM1) (a) Bloque 2 - Rommana Bloque 8 - Sidi Abd El Rahman Bloque Mehr (b) Totales

-

-

(31) -

138 (1) -

23 (35) -

140.240

170.551

91.117

88.771

36.956

62.080

42

c) Acuerdos de operación conjunta de ENAP en Chile: Bloque Dorado Riquelme: Con fecha 26 de agosto de 2009, entró en vigencia el Contrato Especial de Operación (CEOP) para la exploración y explotación de yacimiento de hidrocarburos denominado “Bloque Dorado Riquelme”, suscrito entre el Estado de Chile, Methanex Chile S.A. y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP). Asimismo, en mayo del mismo año entró en vigencia el Joint Operating Agreement (JOA) entre las partes para la operación del Bloque Dorado Riquelme, con una participación del 50% para Methanex Chile S.A. y un 50% para ENAP siendo este último el Operador. Durante los meses de enero y febrero de 2014 se realizó el fracturamiento hidráulico para los pozos Dorado ZG-1 y Palenque Oeste ZG-1 y el pozo Dorado Sur 12. Entre los meses de marzo y junio del año 2014 se realizan pruebas de producción de los pozos Dorado ZG-1, Palenque Oeste ZG-1 y el pozo Dorado Sur 12. En el mes de junio se perforó el pozo Dorado 5, resultando productor de gas. No se ha fracturado el pozo Palenque Norte 12 por problemas mecánicos en el pozo. Se continúa con prueba de pozos Dorado ZG-1, Palenque Oeste ZG-1, Dorado Sur 12 y Dorado 5. En comité de coordinación realizado el día 23 de julio, se decidió no continuar con la Fase de Exploración, continuando sólo con la Fase de Explotación del bloque. Al 30 de junio de 2015, la inversión neta acumulada en el Bloque Dorado Riquelme alcanzó los US$ 233,6 millones y producción acumulada de 801,2 millones de metros cúbicos de gas.

Bloque Lenga Con fecha 28 de julio de 2008, entró en vigencia el Contrato Especial de Operación (CEOP) para la exploración y explotación de yacimientos de hidrocarburos denominado “Bloque Lenga”, suscrito entre el Estado de Chile, Apache Chile Energía SpA y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP). Posteriormente, con fecha 15 de junio de 2009 se suscribió el Joint Operating Agreement (JOA) entre las partes para la operación del Bloque Lenga, con una participación del 50% para ENAP y un 50% para Apache Chile Energía SpA, siendo este último designado operador del Bloque. A fines del segundo semestre de 2011, Apache Chile Energía SpA, determinó transferir su interés de participación en el CEOP Bloque Lenga a Methanex, y la transferencia del rol de Operador en el CEOP del Bloque Lenga, por parte de Apache Chile Energía SpA a ENAP, fueron aprobados por el Ministerio de Energía y por la Contraloría General de la República de Chile. El 31 de enero de 2014 se recibió carta de METHANEX en que comunica la decisión de retirarse del JOA, se elabora Minuta para solicitar autorización al Comité de Negocios y Recursos para comunicar a Methanex y al Ministerio de Energía el retiro de ENAP del CEOP Bloque Lenga bajo los términos dispuestos en el Artículo 13 del JOA. El día 24 de noviembre de 2014 se envió carta al Sr Ministro de Energía comunicando la decisión del contratista de terminar el contrato con el Estado y devolver el área de explotación. El 08 de enero de 2015, el Ministerio de Energía envió carta 13-2015 en que acepta la decisión del contratista de devolver las áreas de explotación de yacimiento del CEOP Bloque Lenga, dando así término a ese contrato, solicitando además el programa de cierre de faenas petroleras del Bloque.

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Bloque Coirón Con fecha 28 de julio de 2008, entró en vigencia el Contrato Especial de Operación (CEOP) para la exploración y explotación de yacimiento de hidrocarburos denominado “Bloque Coirón” suscrito entre el Estado de Chile en calidad de mandante, y la contratista conformada por Pan American Energy Chile Limitada (PAE) y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP). Posteriormente, con fecha 10 de noviembre de 2008 PAE y ENAP suscribieron el Joint Operating Agreement (JOA) para la operación del Bloque, ambas con 50% de participación, instrumento mediante el cual PAE fue designada Operador del Bloque Coirón. El CEOP Bloque Coirón comprende un plazo máximo de 35 años, contados a partir de la fecha de su entrada en vigencia, y consta de una Etapa Exploratoria de tres períodos exploratorios de 36, 24 y 24 meses, y de una Etapa de Explotación. El primer período exploratorio finalizó con fecha 28 de Julio de 2012. A su término, PAE y ENAP comunicaron al Ministerio de Energía su decisión de no pasar al segundo período exploratorio y de devolver al Estado de Chile la parte del área del Bloque Coirón prevista en el CEOP, manteniendo sólo las áreas de explotación. Consecuentemente, a partir del 28 de Julio de 2012, las actividades en el CEOP Bloque Coirón han correspondido exclusivamente a actividades de desarrollo-explotación. En diciembre de 2014, a solicitud del Ministerio de Energía, PAE y ENAP prepararon un Informe Técnico de respaldo de la extensión de las áreas de yacimiento en el Bloque Coirón, el cual fue la base para el análisis de este tema efectuado en reunión del Ministerio de Energía con el Contratista PAE-ENAP (15.12.2014). En este contexto, PAE – ENAP deberán presentar al Ministerio de Energía, en reunión programada para mediados de Abril 2015, un Plan de Desarrollo que sustente mantener dichas áreas, junto con los fundamentos técnicos y económicos respecto de la viabilidad de dicho plan. La Inversión en Desarrollo de Proyectos de Explotación efectuada por ENAP, al 30 de junio de 2015, es de US$ 31,2 millones. Bloque Caupolicán Con fecha 28 de abril de 2009 entró en vigencia el Contrato Especial de Operación (CEOP) para la exploración y explotación de yacimiento de hidrocarburos denominado “Bloque Caupolicán”, suscrito entre el Estado de Chile, PetroMagallanes Operaciones Limitada (Operador) y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP). En el mes de marzo de 2012, se formalizó ante el Ministerio de Energía la incorporación al CEOP de la empresa Methanex Chile S.A. con un 20% de participación. Durante 2014 se han realizado las siguientes operaciones del compromiso con el Estado: a) Perforación del pozo Rio del Oro SurOeste-1 con una profundidad de 3293 m, encontrándose en la actualidad en la fase de evaluación de productividad; b) Se realizó 187 km2 de sísmica 3D en sector de China Creek y a la fecha se realiza la etapa de Procesamiento e Interpretación de ésta; c) Se terminaron las obras de construcción de la locación para el pozo Caupolicán 2 a perforarse durante los primeros meses de 2015; d) Se dan inicio a las tareas de Topografía en el sector de Clarencia para complementar la sísmica 3D comprometida en el WP&B mínimo con el Estado. A la fecha la inversión de ENAP para este 2° periodo exploratorio es de US$8,3 millones, correspondiente al 36% de la inversión total del JV. Para el primer periodo exploratorio, el aporte de ENAP suma un total de US$11,5 millones. Bloque Flamenco Con fecha 7 de noviembre de 2012 entró en vigencia el Contrato Especial de Operación (CEOP) para la exploración y explotación de yacimiento de hidrocarburos denominado Bloque Flamenco, suscrito por el Estado de Chile, Geopark TdF (Operador) y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP), ambas con una participación del 50%. Posteriormente, con fecha 3 de diciembre de 2012 se suscribió el Joint Operating Agreement (JOA) entre las partes para la operación del Bloque.

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Durante el 2014 se perforaron 6 pozos exploratorios: Tenca x-1, Tagua x-1, Kaum x-1, Chirihue x-1, Cupanaca x-1, Kosphy x-1, en los cuales también se realizó la Terminación de Producción y actualmente se encuentran en proceso de evaluación. Además, se pusieron en producción definitiva los pozos Chercán X-1 (gas), Omeling X-1(petróleo) y Tenca X-1. También durante este periodo se perforaron los pozos de desarrollo Chercán 2 y Tenca 3, realizando la terminación del primero y quedando pendiente a futuro el segundo. Además se efectuó el WO de Flamenco 28 y la reintervención del pozo existente Bandurria 12. La inversión de ENAP en esta fase es de US$ 9,4 millones. En la actualidad el Operador está revisando el plan de trabajo a desarrollar para los próximos meses. Bloque Isla Norte Con fecha 7 de noviembre de 2012 entró en vigencia el Contrato Especial de Operación (CEOP) para la exploración y explotación de yacimiento de hidrocarburos denominado Bloque Isla Norte, suscrito por el Estado de Chile, Geopark TdF (Operador) con una participación del 60% y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) con una participación del 40%. Posteriormente, con fecha 3 de diciembre de 2012 se suscribió el Joint Operating Agreement (JOA) entre las partes para la operación del Bloque. La inversión de ENAP en esta fase es de US$ 0,8 millones. En la actualidad el Operador está revisando el plan de trabajo a desarrollar para los próximos meses. Bloque Campanario Con fecha 9 de enero de 2013 entró en vigencia el Contrato Especial de Operación (CEOP) para la exploración y explotación de yacimiento de hidrocarburos denominado Bloque Isla Norte, suscrito por el Estado de Chile, Geopark TdF (Operador) con una participación del 50% y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) con una participación del 50%. La inversión de ENAP en esta fase es de US$ 2,9 millones. En la actualidad el Operador está revisando el plan de trabajo a desarrollar para los próximos meses. Bloque San Sebastián Con fecha 4 de enero de 2013 entró en vigencia el Contrato Especial de Operación (CEOP) para la exploración y explotación de yacimiento de hidrocarburos denominado Bloque San Sebastián, suscrito por el Estado de Chile, YPF Tierra del Fuego (Operador) con una participación del 40%, Wintershall con una participación del 10% y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) con una participación del 50%. El Joint Operating Agreement (JOA) entre las partes para la operación del Bloque, se encuentra en trámite de firma. Durante el último trimestre de 2014 se realizaron las gestiones para la contratación del servicio de perforación y sus servicios complementarios, previéndose el inicio de la perforación para la primera quincena de enero de 2015. Durante el primer trimestre del 2015 se perforaron dos pozos exploratorios en el bloque. El Cisne Sur X-1 de 2.330 m. y el Gaviota Sur X-1 con una profundidad de 2.356 m. En este CEOP, el socio soporta el 100% de la inversión en el primer periodo de exploración. Bloque Marazzi – Lago Mercedes Con fecha 7 de enero de 2013 entró en vigencia el Contrato Especial de Operación (CEOP) para la exploración y explotación de yacimiento de hidrocarburos denominado Bloque San Sebastián, suscrito por el Estado de Chile, YPF Tierra del Fuego (Operador) con una participación del 50% y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) con una participación del 50%. El Joint Operating Agreement (JOA) entre las partes para la operación del Bloque, se encuentra en trámite de firma.

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Durante el 2014 se trabajó en el procesamiento de la sísmica en centro de proceso CDP de YPF en Buenos Aires, identificando el prospecto a perforar en el bloque Loica X-1. Actualmente se trabaja en la construcción de la locación del pozo exploratorio Loica X-1, de 3.650 m con objetivo la formación Springhill, a perforarse durante los meses de Abril y Mayo. En este CEOP, el socio soporta el 100% de la inversión en el primer periodo de exploración. 18. OTROS NEGOCIOS A continuación se detallan las principales operaciones para las actividades de explotación. a) Pampa del Castillo - La Guitarra Con fecha 25 de septiembre de 2001, Pecom Energía S.A. cedió a Enap Sipetrol Argentina S.A. el 100% de los derechos de la concesión de explotación del área hidrocarburíferas denominada Pampa del Castillo - La Guitarra, localizada en la provincia de Chubut, Argentina. Con fecha 15 de Mayo de 2015 se firmó la extensión de la Concesión por otros 10 años, con vigencia hasta noviembre de 2026, y con una opción adicional de prórroga por 20 años más. b) Paraíso, Biguno, Huachito y Mauro Dávalos Cordero e Intracampos Con fecha 7 de octubre de 2002, se firmó un contrato de prestación de servicios con la Empresa de Petróleos del Ecuador - PETROECUADOR y su filial la Empresa Estatal de Exploración y Producción de Petróleos del Ecuador Petroproducción, para explotar y desarrollar los campos Paraíso, Biguno, Huachito (PBH) y Mauro Dávalos Cordero (MDC), ubicados en la cuenca oriente del Ecuador. Por medio de este contrato de Servicios Específicos, la Sociedad se comprometió a realizar las inversiones para el desarrollo de los campos por un valor estimado de MUS$ 90.000, que consideraban la perforación de 16 pozos (9 en PBH y 7 en MDC), la construcción de una estación de producción en MDC, adecuación de facilidades y un campamento. A la vez, adquirió el derecho de explotación y operación, asumiendo el 100% de los costos de operación y administración de los campos. Con fecha 8 de agosto de 2006, se suscribió un contrato modificatorio al contrato del campo MDC, celebrado con PETROECUADOR, mediante el cual SIPEC se comprometió a ampliar el programa de inversiones que contempla la perforación de 7 pozos y ampliar las instalaciones de producción. Con estos nuevos pozos se certificarán reservas adicionales que permitirán incrementar las reservas actuales de 31,6 a 57,0 millones de barriles de petróleo crudo. Los referidos contratos establecieron que Enap Sipetrol S.A. podía explotar un máximo de 57 millones de barriles en MDC y 20.1 millones de barriles en PBH. Con fecha 27 de julio de 2010 se promulgó en Ecuador, la Ley Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos y a la Ley de Régimen Tributario Interno, en la que en su Disposición Transitoria Primera se establece que los contratos existentes, incluidos MDC y PBH deben modificarse y adoptar el modelo reformado de prestación de servicios para exploración y explotación de hidrocarburos, contemplado en el Art. 16 de la Ley de Hidrocarburos en un plazo de 180 días. Siguiendo lo dispuesto en la Disposición Transitoria Primera, antes citada, Enap Sipetrol S.A. inició un proceso de renegociación de los contratos de MDC y PBH que culminó el 23 de Noviembre de 2010 con la suscripción de 2 Contratos Modificatorios a los Contratos de Prestación de Servicio para la Exploración y Explotación de Hidrocarburos (Petróleo Crudo) en los Bloques Mauro Dávalos Cordero (MDC) y Paraíso, Biguno, Huachito e Intracampos (PBHI) de la Región Amazónica Ecuatoriana. De conformidad con las disposiciones legales vigentes, dichos Contratos Modificatorios fueron inscritos en la Secretaría de Hidrocarburos con fecha 15 de diciembre de 2010 y la fecha en que dicha modificación contractual entró en vigencia es el 1 de enero de 2011. Por consiguiente los términos contractuales de los contratos suscritos el 7 de 46

octubre de 2002 tiene vigencia hasta el 2010 y los términos contractuales de los Contratos Modificatorios rigen a partir del 1 de enero de 2011, con una vigencia de 15 años. Con fecha abril de 2015 la Empresa firmó dos contratos con Gobierno del Ecuador, el primer contrato corresponde a una extensión de la vigencia del Bloque Paraíso Biguno Huachito e Intracampos (PBHI) hasta el año 2034, otorgada por el gobierno ecuatoriano. Y el segundo contrato, suscrito en la forma de Consorcio, conformado por ENAP SIPEC, la petrolera estatal ecuatoriana Petroamazonas y Belorusneft, otorga el derecho a ENAP SIPEC a realizar como operador, actividades exploratorias de manera secuencial, es decir, a ir comprometiendo más inversiones en función de los resultados que se vayan obteniendo. c) Bloque 3 Jambelí Con fecha 3 de octubre de 2011, Enap Sipetrol S.A. (sucursal Ecuador) y la Secretaria de Hidrocarburos del Ecuador, suscribieron un contrato de prestación de servicios para la exploración y explotación de hidrocarburos (petróleo-crudo) en el “Bloque 3 Jambelí”, ubicado en el Golfo de Guayaquil. Durante el 2012 en el Bloque 3J se cumplieron los compromisos contractuales de reprocesamiento de sísmica existente, así como de permisología en preparación para la adquisición de sísmica 2D offshore. El 8 de mayo de 2013 inició la adquisición sísmica 2D off-shore con empresa rusa Sevmorgeo. El 31 de mayo concluyó primera etapa de adquisición sísmica (avance del 35%; 130.5Km). Durante la segunda semana de diciembre concluyó el programa de adquisición sísmica 2D (518 km vs 500 km programados) y con ello se dio cumplimiento al compromiso mínimo contractual de inversiones y actividades. En los meses de julio y agosto del 2014 se realizó con la compañía Lumina Geophysical un reprocesamiento de los 518 Km adquiridos en la campaña 2013 cuya interpretación permitió determinar que existen condiciones favorables para la presencia de trampas en el área costa afuera del bloque acotados a dos áreas prospectivas. Entre octubre y diciembre del 2014 la empresa franco americana Stat Marine elaboró un estudio conceptual para el desarrollo de escenarios de producción en los prospectos definidos. Con esta información y la interpretación actualizada de reservas se realizó una actualización al modelo económico del Bloque. Con los resultados de la nueva evaluación se definirá la estrategia a seguir ya que el período exploratorio del B-3J concluye en octubre del 2015.

Proyectos

Activo corriente 30.06.2015 31.12.2014 MUS$ MUS$

Activo no corriente 30.06.2015 31.12.2014 MUS$ MUS$

Pasivo corriente 30.06.2015 31.12.2014 MUS$ MUS$

Pasivo no corriente 30.06.2015 31.12.2014 MUS$ MUS$

Pampa el Castillo (a) Paraíso, Biguno, Huachito (b) Mauro Dávalos Cordero (b) Bloque 3 Jambelí

19.563 4.850 21.042 -

28.553 3.736 16.212 -

79.673 25.823 112.053 -

103.929 25.677 111.412 -

26.820 2.686 11.658 -

46.643 3.128 13.576 -

36.720 202 882 -

25.626 213 924 -

Totales

45.455

48.501

217.549

241.018

41.164

63.347

37.804

26.763

Proyectos

Ingresos ordinarios 30.06.2015 30.06.2014 MUS$ MUS$

Gastos ordinarios 30.06.2015 30.06.2014 MUS$ MUS$

Resultado 30.06.2015 30.06.2014 MUS$ MUS$

Pampa el Castillo (a) Paraíso, Biguno, Huachito (b) Mauro Dávalos Cordero (b) Bloque 3 Jambelí

46.681 17.887 29.235 -

44.870 4.274 15.965 -

65.704 10.922 19.034 -

44.426 2.957 8.881 -

(16.201) 5.111 6.134 (114)

(2.931) 4.159 4.419 (247)

Totales

93.803

65.109

95.660

56.264

(5.070)

5.400

47

19. PROPIEDADES DE INVERSIÓN El movimiento de los activos clasificados como propiedades de inversión al 30 de junio de 2015 y 31 de diciembre de 2014, es el siguiente: 30.06.2015 MUS$

31.12.2014 MUS$

Saldo inicial, neto Gasto por depreciación

7.642 (45)

7.732 (90)

Saldo final

7.597

7.642

Las propiedades de inversión corresponden principalmente a terrenos y bienes inmuebles que serán destinados a su explotación en régimen de arriendo operativo. La Empresa ha elegido el método del costo para medir sus propiedades de inversión después del reconocimiento inicial. El método de depreciación utilizado es lineal y el período de vida útil asignado a estos bienes fluctúa entre 10 y 20 años.

20. OTROS PASIVOS FINANCIEROS El detalle de los otros pasivos financieros al 30 de junio de 2015 y 31 de diciembre de 2014, es el siguiente: Al 30 de junio de 2015 Mantenidos para negociar MUS$

A valor razonable con cambio en resultado MUS$

Préstamos y cuentas por pagar MUS$

Otros pasivos financieros corrientes Cuentas por pagar comerciales y otra cuentas por pagar Cuentas por pagar a entidades relacionadas

-

-

436.904 555.556 25.996

41.513 -

Total pasivos financieros corrientes

-

-

1.018.456

41.513

Otros pasivos financieros, no corrientes Otras cuentas por pagar, no corrientes

-

-

3.243.525 3.915

79.916 -

Total pasivos financieros no corriente

-

-

3.247.440

79.916

Mantenidos para negociar MUS$

A valor razonable con cambio en resultado MUS$

Préstamos y cuentas por pagar MUS$

Otros pasivos financieros corrientes Cuentas por pagar comerciales y otra cuentas por pagar Cuentas por pagar a entidades relacionadas

-

-

446.318 730.005 46.167

12.923 -

Total pasivos financieros corrientes

-

-

1.222.490

12.923

Otros pasivos financieros, no corrientes Otras cuentas por pagar, no corrientes

-

-

3.287.259 5.442

84.989 -

Total pasivos financieros no corriente

-

-

3.292.701

84.989

Rubro

Derivados de cobertura MUS$

Al 31 de diciembre de 2014

Rubro

Derivados de cobertura MUS$

48

a) Derivados de cobertura El Grupo ENAP, siguiendo la política de gestión de riesgos financieros descrita en la Nota 4, realiza contrataciones de derivados financieros para cubrir su exposición a la variación de tasas de interés, monedas (tipo de cambio) y commodities (crudo y productos importados). Los derivados de tasas de interés son utilizados para fijar o limitar la tasa de interés variable de las obligaciones financieras y corresponden a swaps de tasa de interés. Los derivados de monedas se utilizan para fijar la tasa de cambio del dólar respecto al peso (CLP) y Unidad de Fomento (U.F.), producto de inversiones u obligaciones existentes en monedas distintas al dólar. Estos instrumentos corresponden principalmente a Forwards y Cross Currency Swaps. Los derivados de petróleo crudo están destinados a proteger la variación del precio de los embarques de petróleo crudo, desde el momento de su compra hasta el período de venta de los productos refinados a partir de dicho crudo. El derivado de energía está destinado a limitar la exposición a la variabilidad del costo marginal de la energía utilizada en el proceso de refinación. i) Presentación de activos y pasivos El desglose de los activos y pasivos de cobertura, atendiendo a la naturaleza de las operaciones, es el siguiente:

Activos de cobertura Cobertura de tipo de cambio Cobertura de flujo de caja Cobertura de diferencial WTI / BRENT Cobertura de flujo de caja

30.06.2015 Corriente No Corriente MUS$ MUS$

31.12.2014 Corriente No Corriente MUS$ MUS$

6.801

-

828

-

2.008

-

-

-

12.754

-

209.960

-

21.563

-

210.788

-

Cobertura de Brent - TSS Cobertura de flujo de caja Totales

Pasivos de cobertura Cobertura de tipo de cambio Cobertura de flujo de caja Cobertura de tasa de interés Cobertura de flujo de caja Cobertura de energía eléctrica Cobertura de flujo de caja Cobertura de diferencial WTI / BRENT Cobertura de flujo de caja Totales

30.06.2015 Corriente No Corriente MUS$ MUS$

-

31.12.2014 Corriente No Corriente MUS$ MUS$

-

4.757

15.774

79.916

7.210

25.739

-

-

-

-

-

956

-

41.513

79.916

12.923

84.989

84.989

49

ii) Valor razonable de derivados de cobertura El detalle de la cartera de instrumentos de cobertura de Grupo ENAP es el siguiente: Detalle de instrumentos de cobertura

Cross-Currency Swap Cross-Currency Swap SWAP SWAP TSS SDI Forward

Descripción de instrumento de cobertura

Tipo de cambio y Tasa de interés Tipo de cambio y Tasa de interés Tasa de interés Contrato Energía Eléctrica Petróleo crudo Diferencial WTI - Brent Tipo de cambio

Descripción de instrumentos contra los que se cubre

Valor razonable de instrumentos contra los que se cubre 30.06.2015 31.12.2014 MUS$ MUS$

Obligaciones por bonos Arrendamiento financiero Préstamos bancarios Costo de ventas Inventarios Inventarios Deudores comerciales

Totales

(74.801) 860 (21.749) (25.739) 12.754 2.008 6.801

(68.747) 1.162 (24.614) 209.960 (956) (3.929)

(99.866)

112.876

iii) Efecto en resultado de los derivados de coberturas Los montos reconocidos en resultados y en resultados integrales al 30 de junio de 2015 y 2014, son los siguientes: 30.06.2015 MUS$

30.06.2014 MUS$

(Cargo) Abono reconocidos en Otros resultados integrales durante el período

(11.828)

(6.493)

Abono (Cargo) a resultados durante el periodo

155.301

(24.537)

iv) Otros antecedentes sobre instrumentos financieros A continuación se detallan los vencimientos de las coberturas Al 30 de junio de 2015

Derivados financieros Cobertura de tipo de cambio Cobertura de flujo de caja Cobertura de Energía Eléctrica Cobertura de flujo de caja Cobertura de tasa de interés Cobertura de flujo de caja Totales

Nocional Valor razonable MUS$

(67.140)

2015 MUS$

975.762

2016 MUS$

1.758

(25.739)

2017 MUS$

97.824

2018 MUS$

238.254

2019 MUS$

430.000

2020 y siguientes MUS$

192.000

25.739

Total MUS$

1.935.598 25.739

(21.749)

19.561

38.190

38.112

40.045

41.363

44.005

221.276

(114.628)

995.323

39.948

161.675

278.299

471.363

236.005

2.182.613

Valor razonable MUS$ Cobertura de WTI - Brent y TSS: Cobertura de flujo de caja

14.762

Miles de barriles MBbl 26.000

Al 31 de diciembre de 2014

Derivados financieros Cobertura de tipo de cambio Cobertura de flujo de caja Cobertura de tasa de interés Cobertura de flujo de caja Totales

Nocional Valor razonable MUS$

2015 MUS$

2016 MUS$

2017 MUS$

2018 MUS$

2019 MUS$

2020 MUS$

Total MUS$

(71.514)

996.667

1.825

97.894

238.302

430.000

192.000

1.956.688

(24.614)

38.550

38.190

38.112

40.045

41.363

44.005

240.265

(96.128)

1.035.217

40.015

136.006

278.347

471.363

236.005

2.196.953

Valor razonable MUS$ Cobertura de WTI - Brent y TSS: Cobertura de flujo de caja (1)

209.004

Miles de barriles MBbl 25.140

50

(1) Al 31 de diciembre de 2014, la administración procedió a reclasificar MUS$ 194.595 del efecto devengado de los TSS desde Otras reservas a resultado del ejercicio, con el objeto de compensar con dicho valor el efecto negativo en resultados, por el mismo monto, del ajuste a los inventarios a su valor neto de realización. El monto nocional contractual de los contratos celebrados no representa el riesgo asumido por el Grupo ENAP, ya que este monto únicamente responde a la base sobre la que se realizan los cálculos de la liquidación del derivado. v) Jerarquías del valor razonable El Grupo ENAP calcula el valor razonable de los derivados financieros usando parámetros de mercado, los cuales son ajustados al perfil de vencimiento de cada operación. Las operaciones forward que cubren la exposición al tipo de cambio de las cuentas por cobrar provenientes de las ventas facturadas en pesos chilenos son valoradas utilizando como referencia las curvas forward peso-dólar disponible en el mercado. Las operaciones cross currency swap que cubren la exposición a la fluctuación del dólar de los pasivos financieros denominados en UF son valoradas como el valor presente de los flujos futuros en UF (activo) y USD (pasivo). Para calcular dichos valores presentes se utilizan curvas de tasas UF y LIBOR de mercado, las cuales son ajustadas a las fechas relevantes de los flujos contemplados en cada operación. Las operaciones interest rate swap que cubren la exposición a la fluctuación de la tasa LIBOR de los pasivos financieros que devengan tasa variable en base LIBOR son valoradas como el valor presente de los flujos futuros. Para calcular dichos valores presentes se utilizan las curvas de tasas LIBOR de mercado, las cuales son ajustadas a las fechas relevantes de los flujos contemplados en cada operación. Las operaciones de opciones sobre ICE Brent que cubren la exposición a la variación del precio internacional de las importaciones de petróleo crudo del Grupo ENAP son valoradas utilizando herramientas de cálculo proveídas por plataformas de información financiera. Dichas herramientas recogen las curvas de futuros de los precios del ICE Brent en el mercado, ajustándolas al perfil de vencimiento de cada operación. Los instrumentos financieros reconocidos a valor razonable en el estado de posición financiera, se clasifican según las siguientes jerarquías: Nivel 1: Precio cotizado (no ajustado) en un mercado activo para activos y pasivos idénticos. Nivel 2: Datos de entrada diferentes a los precios cotizados que se incluyen en el nivel 1 y que son observables para activos o pasivos, ya sea directamente (es decir, como precio) o indirectamente (es decir, derivado de un precio); y Nivel 3: Datos de entrada para activos o pasivos que no están basados en información observable de mercado (datos de entrada no observables).

Instrumentos financieros medidos a valor razonable

Total 30.06.2015 MUS$

Clasificación de instrumentos financieros Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 MUS$ MUS$ MUS$

Activos de cobertura: Cobertura de flujo de caja

21.563

-

21.563

-

Pasivos de cobertura: Cobertura de flujo de caja

121.429

-

121.429

-

51

b) Préstamos que devengan intereses i) Resumen de préstamos - El resumen de los préstamos que devengan intereses al 30 de junio de 2015 y 31 de diciembre de 2014, es el siguiente: Corriente 30.06.2015 31.12.2014 MUS$ MUS$

No Corriente 30.06.2015 31.12.2014 MUS$ MUS$

No garantizadas: Préstamos de entidades financieras Obligaciones con el público Arrendamiento financiero

349.158 39.373 1.991

360.108 37.067 2.033

344.504 2.710.222 3.971

355.645 2.718.818 5.161

Subtotales

390.522

399.208

3.058.697

3.079.624

Garantizadas: Préstamos de entidades financieras

46.382

47.110

184.828

207.635

Subtotales

46.382

47.110

184.828

207.635

436.904

446.318

3.243.525

3.287.259

Totales

ii) Detalle de Préstamos que devenga intereses - El desglose por moneda y vencimiento de los préstamos de entidades financieras (garantizados y no garantizados) que devengan intereses al 30 de junio de 2015 y 31 de diciembre de 2014, es el siguiente: Al 30 de junio de 2015

Nombre BNP - Paribas (1) BNP - Paribas (2) BNP - Paribas (2) BNP - Paribas (Cesce) (2) Banco Latinoamericano de Comercio Exterior S.A. (3) YPF S.A. (6) Société Générale (4) BNP Paribas (Cesce)(4) Banco de Chile Banco de Chile Banco Santander HSBC Bank USA (5)

Pago de intereses Semestral Semestral Semestral Semestral

Tasa nominal 3,75% 3,10% 6,04% 4,38%

Tasa efectiva 3,75% 3,10% 6,04% 4,38%

Mensual Trimestral Semestral Semestral Vencimiento Vencimiento Vencimiento Trimestral

4,04% 8,00% 1,98% 4,07% 0,92% 0,80% 0,78% 1,73%

4,04% 8,00% 1,14% 5,19% 0,92% 0,80% 0,78% 1,92%

Valor nominal MUS$ 410.000 34.459 13.917 53.215

Hasta 3 meses MUS$ 17.588 2.257 855 2.810

Corriente + 3 meses hasta 1 año MUS$ 17.239 2.094 868 2.671

55.000 100.000 100.000 78.258 100.000 100.000 100.000 200.000

3.444 900 8.505 4.134 101.370 -

10.312 6.000 8.334 3.586 100.911 101.395 267

13.756 6.900 16.839 7.720 101.370 100.911 101.395 267

86.000 24.124 13.506 199.364

14.340 -

7.170 -

86.000 24.124 35.016 199.364

141.863

253.677

395.540

402.579

119.583

7.170

529.332

Totales

No Corriente

Total MUS$ 34.827 4.351 1.723 5.481

+ 1 año hasta 3 años MUS$ 74.066 5.519

+ 3 años hasta 5 años MUS$ 105.243 -

+ de 5 años MUS$ -

Total MUS$ 179.309 5.519

Las tasas de interés nominal informadas son anuales. Otros antecedentes relacionados a los préstamos de entidades financieras vigentes al 30 de junio de 2015: Nombre BNP - Paribas (1) BNP - Paribas (2) BNP - Paribas (2) BNP - Paribas (Cesce) (2)

Rut 0-E 0-E 0-E 0-E

Moneda Dólares Dólares Dólares Dólares

País EE.UU. España España España

Sociedad Enercón S.A. Prodisa S.A. Prodisa S.A. Prodisa S.A.

Rut 99519820-7 99548320-3 99548320-3 99548320-3

Pais Chile Chile Chile Chile

Garantía Garantizada Garantizada Garantizada Garantizada

Banco Latinoamericano de Comercio Exterior S.A. (3) YPF S.A. (6) Société Générale (4) BNP Paribas (Cesce)(4) Banco de Chile Banco de Chile Banco Santander Banco Santander HSBC Bank USA (5)

0-E 0-E 0-E 0-E 97004000-5 97004000-5 97036000-K 97036000-K 0-E

Dólares Dólares Dólares Dólares Dólares Dólares Dólares Dólares Dólares

Panamá Argentina Francia España Chile Chile Chile Chile EE.UU.

Enap Sipetrol Argentina S.A. Enap Sipetrol Argentina S.A. ENAP ENAP ENAP ENAP ENAP ENAP ENAP

0-E 0-E 92604000-6 92604000-6 92604000-6 92604000-6 92604000-6 92604000-6 92604000-6

Argentina Argentina Chile Chile Chile Chile Chile Chile Chile

No Garantizada No Garantizada No Garantizada No Garantizada No Garantizada No Garantizada No Garantizada No Garantizada No Garantizada

52

Al 31 de diciembre de 2014:

Nombre BNP - Paribas (1) BNP - Paribas (2) BNP - Paribas (2) BNP - Paribas (Cesce) (2) Société Générale Banco Latinoamericano de Comercio Exterior S.A. (3) YPF S.A. (6) Société Générale (4) BNP Paribas (Cesce)(4) Banco de Chile Banco de Chile Banco Santander HSBC Bank USA (5)

Valor nominal MUS$ 410.000 34.459 13.917 53.215 21.981

Hasta 3 meses MUS$ 17.709 2.117 843 2.801 1.179

Corriente + 3 meses hasta 1 año MUS$ 16.971 2.029 847 2.614 -

4,02%

55.000

6.887

20.625

8,00%

8,00%

100.000

827

6.000

6.827

86.000

1,98% 4,07% 0,92% 0,80% 0,78% 1,73%

1,14% 5,19% 0,92% 0,80% 0,78% 1,92%

100.000 78.258 100.000 100.000 100.000 200.000

4.181 -

16.866 3.585 100.222 100.522 100.123 270

16.866 7.766 100.222 100.522 100.123 270

36.544

370.674

407.218

Pago de intereses Semestral Semestral Semestral Semestral Semestral

Tasa nominal 3,75% 3,10% 6,04% 4,38% 6,43%

Tasa efectiva 3,75% 3,10% 6,04% 4,38% 6,43%

Mensual

4,02%

Trimestral Semestral Semestral Vencimiento Vencimiento Vencimiento Trimestral

Totales

Total MUS$ 34.680 4.146 1.690 5.415 1.179 27.512

+ 1 año hasta 3 años MUS$ 71.929 2.094 868 8.189 -

No Corriente + 3 años hasta 5 años + de 5 años MUS$ MUS$ 80.550 44.005 -

Total MUS$ 196.484 2.094 868 8.189 -

-

-

-

32.301 13.431 198.817

14.340 -

10.756 -

32.301 38.527 198.817

413.629

94.890

54.761

563.280

86.000

Las tasas de interés nominal informadas para los créditos son anuales. Otros antecedentes relacionados a los préstamos de entidades financieras vigentes al 31 de diciembre de 2014: Nombre BNP - Paribas (1) BNP - Paribas (2) BNP - Paribas (2) BNP - Paribas (Cesce) (2) Société Générale Banco Latinoamericano de Comercio Exterior S.A. (3)

Rut 0-E 0-E 0-E 0-E 0-E

Moneda Dólares Dólares Dólares Dólares Dólares

País EE.UU. España España España Francia

Rut 99519820-7 96969000-4 99548320-3 99548320-3 99548320-3

Pais Chile Chile Chile Chile Chile

Garantía Garantizada Garantizada Garantizada Garantizada Garantizada

0-E

Argentina

No Garantizada

Francia

Sociedad Enercón S.A. Petrosul S.A. Prodisa S.A. Prodisa S.A. Prodisa S.A. Enap Sipetrol Argentina S.A. Enap Sipetrol Argentina S.A.

0-E

Dólares

Panamá

YPF S.A. (6)

0-E

Dólares

Société Générale (4) BNP Paribas (Cesce)(4) Banco de Chile Banco de Chile Banco Santander HSBC Bank USA (5)

0-E 97004000-5 0-E 0-E 76645030-K 0-E

Dólares Dólares Dólares Dólares Dólares Dólares

99519810-K

ENAP ENAP ENAP ENAP ENAP ENAP

92604000-6 92604000-6 92604000-6 92604000-6 92604000-6 92604000-6

Chile Chile Chile Chile Chile Chile Chile

No Garantizada

España Chile Japón EE.UU. Chile EE.UU.

No Garantizada No Garantizada No Garantizada No Garantizada No Garantizada No Garantizada

(1) BNP – PARIBAS Con fecha 15 de junio de 2005, Energía Concón S.A. suscribió un Contrato de Crédito con un sindicato de bancos liderado por BNP Paribas, Citigroup y Calyon por un monto de MUS$ 410.000 y un plazo de 15 años. Tasa de interés anual con rango Libor + 50 puntos base a Libor + 175 puntos base. (2) BNP – PARIBAS Durante los años 2005 y 2006, Productora de Diesel S.A. suscribió Contratos de Crédito con un sindicato de bancos liderado por BNP Paribas, por un monto de US$ 102 millones y amortizaciones semestrales hasta el año 2017. La tasa de interés para tramo A y B varía entre Libor + 0,875% y Libor + 2,0%; y para tramo C varía entre Libor + 0,875% y Libor + 4,31%. (3) BANCO LATINOAMERICANO DE EXPORTACIONES S.A. (BLADEX). Con fecha 30 de junio de 2009 Enap Sipetrol Argentina S.A. suscribió un préstamo por MUS$65.000, con vencimiento al 28 de junio de 2010, con pago de capital al vencimiento e intereses semestralmente. Este préstamo es garantizado por la Empresa Nacional del Petróleo. La tasa de interés es Libor 180 + 3,5%.

53

Con fecha 5 de enero de 2010 se extendió el vencimiento al 27 de diciembre de 2010, pactándose una nueva tasa de Libor 180 + 3,00%. Con fecha 15 de septiembre de 2010 se realizó una enmienda al contrato en el cual se pactó una nueva tasa de Libor 180 + 2,75%. Con fecha 27 de diciembre de 2010 se realizó un pago de MUS$10.000. Con fecha 23 de diciembre de 2011 se extendió el vencimiento al 27 de diciembre de 2012, pactándose una nueva tasa de Libor 180 + 2,75%. Con fecha 27 de diciembre de 2012 se extendió el vencimiento de la deuda insoluta por MUS$55.000, con vencimiento al 27 de diciembre de 2015, con pago de intereses mensuales, y capital a contar del 27 de enero de 2014, pactándose una nueva tasa de interés es Libor 1 mes + 3,85%. (4) BANCO BNP PARIBAS Y SOCIÉTÉ GÉNÉRALE Con fecha 2010, ENAP suscribió dos contratos de crédito con los bancos BNP Paribas y Société Générale por MUS$78.258 y MUS$100.000 donde participan cada uno con el 50%, para construir la planta de alquilación en Refinería Aconcagua, ambos créditos funcionan como líneas comprometidas de fondo, de la cuales se pueden realizar giros parciales cuando se cumplan ciertas condiciones. Tasas de interés anual 4,07% y Libor + 150 puntos base, con vencimientos los años 2021 y 2017, respectivamente. (5) HSBC BANK USA Con fecha 18 de noviembre de 2013, la Empresa suscribió un contrato de financiamiento con HSBC Bank USA, National Association y Scotiabank & Trust (Cayman) Ltd., actuando el primero como agente administrativo, por un monto de MUS$200.000, a un plazo de 5 años a contar del 03 de diciembre de 2013. El capital se amortizará en cuatro cuotas semestrales, los meses 42, 48, 54 y 60. Este financiamiento devengará intereses calculados sobre la base de la tasa Libor más un margen o spread de 1,5% anual. (6) YPF S.A. Con fecha 17 de noviembre de 2014 Enap Sipetrol Argentina S.A. extiende a YPF S.A. una Propuesta de Acuerdo de Prórroga de Contrato de UTE en el Área de Magallanes cuyo objeto es prorrogar los derechos y obligaciones de Enap Sipetrol Argentina S.A. con el contrato de UTE y su carácter de operadora, manteniendo su actual participación de un 50% hasta la finalización de las extensiones. Como contraprestación por la prórroga, Enap Sipetrol Argentina S.A. abonará a YPF S.A. en calidad de aportes a la UTE, la suma de MUS$ 100.000, dicho monto se cancelará de la siguiente forma: a) MUS$ 8.000 a la fecha del contrato, b) MUS$ 6.000 hasta la fecha de decisión final del proyecto incremental, correspondiente al 50% de bonos, aportes y/o dineros que YPF S.A a asuma con el Estado de Argentina, c) dentro de un año, que se inicia desde la fecha de decisión final del proyecto, el 50% del saldo y d) dentro del año siguiente al primer período pagará el restante 50%. Enap Sipetrol Argentina S.A. pagará a YPF S.A. un 8% de tasa de interés fija anual, con períodos de pagos trimestrales.

54

iii) Detalle de obligaciones con el público El detalle y vencimientos de las obligaciones con el público al 30 de junio de 2015 y 31 de diciembre de 2014, clasificadas en corriente y no corriente, se presentan en cuadro adjunto: Al 30 de junio de 2015

Descripción B-ENAP - B ( a.1 ) Tipo 144 A ( b.1 ) Tipo 144 A ( b.2 ) Tipo 144 A ( b.3 ) B-ENAP - D ( a.2 ) B-ENAP - E ( a.2 ) SIX Swiss (b.4) Tipo 144 A ( b.5 )

Pais Chile EE.UU EE.UU EE.UU Chile Chile Suiza EE.UU

Moneda

Valor Nominal (Miles)

UF US$ US$ US$ UF UF CHF US$

9.750 300.000 500.000 500.000 2.000 4.000 215.000 600.000

Tasa Nominal

Tasa Efectiva

4,55% 6,25% 5,25% 4,75% 3,40% 3,70% 2,88% 4,38%

4,28% 6,58% 5,46% 5,12% 4,28% 4,28% 2,88% 4,56%

Totales

Hasta 3 meses MUS$ 8.134 9.014

B-ENAP - B ( a.1 ) Tipo 144 A ( b.1 ) Tipo 144 A ( b.2 ) Tipo 144 A ( b.3 ) B-ENAP - D ( a.2 ) B-ENAP - E ( a.2 ) SIX Swiss (b.4) Tipo 144 A ( b.5 )

Pais Chile EE.UU EE.UU EE.UU Chile Chile Suiza EE.UU

383.247

4.447 3.751 20.129

39.373

688.609

660 1.436

Al 31 de diciembre de 2014

Total MUS$

No Corriente +1 año a 3 años +3 años a 5 +5 años MUS$ años MUS$ MUS$

8.134 9.014 10.225 1.706 660 1.436 4.447 3.751

10.225 1.706

19.244

Descripción

Corriente +3 meses a 1 año MUS$

Moneda UF US$ US$ US$ UF UF CHF US$

9.750 300.000 500.000 500.000 2.000 4.000 215.000 600.000

Tasa Nominal

Tasa Efectiva

4,55% 6,25% 5,25% 4,75% 3,40% 3,70% 2,88% 4,38%

4,28% 6,58% 5,46% 5,12% 4,28% 4,28% 2,88% 4,56%

Totales

Hasta 3 meses MUS$

+3 meses a 1 año MUS$

592.178

383.247 298.013 495.417 490.164 76.868 145.841 228.494 592.178

1.228.183

2.710.222

298.013 495.417 490.164 76.868 145.841 228.494 793.430

Corriente Valor Nominal (Miles)

Total MUS$

No Corriente Total MUS$

8.456 9.068 10.646 687 1.495 -

1.715 457 4.543

8.456 9.068 10.646 1.715 687 1.495 457 4.543

30.352

6.715

37.067

+1 año a 3 años +3 años a 5 MUS$ años MUS$

+ 5 años MUS$

Total MUS$

398.107 297.802

215.841 -

591.886

398.107 297.802 495.012 489.456 79.610 151.104 215.841 591.886

911.750

1.727.458

2.718.818

495.012 489.456 79.610 151.104

79.610

Otros antecedentes relacionados a las obligaciones con el público vigentes al 30 de junio de 2015 y 31 de diciembre de 2014:

Nombre Acreedor ( a.1 ) ( b.1 ) ( b.2 ) ( b.3 ) ( a.2 ) ( a.2 ) ( b.4 ) ( b.5 )

Banco de Chile Bank of New York Mellon Bank of New York Mellon Bank of New York Mellon Banco de Chile Banco de Chile Credit Suisse AG HSBC y JP Morgan

Rut 97.004.000-5 0-E 0-E 0-E 97.004.000-5 97.004.000-5 0-E 0-E

Tipo de Colocación Nacional Extranjera Extranjera Extranjera Nacional Nacional Extranjera Extranjera

Empresa ENAP ENAP ENAP ENAP ENAP ENAP ENAP ENAP

Pais Chile Chile Chile Chile Chile Chile Chile Chile

Rut

Pago Intereses

Amortizacion Capital

Fecha de Vencimiento

92.604.000-6 92.604.000-6 92.604.000-6 92.604.000-6 92.604.000-6 92.604.000-6 92.604.000-6 92.604.000-6

Semestral Semestral Semestral Semestral Semestral Semestral Anual Semestral

Al vencimiento Al vencimiento Al vencimiento Al vencimiento Al vencimiento Al vencimiento Al vencimiento Al vencimiento

12-01-2019 08-07-2019 10-08-2020 06-12-2021 01-10-2017 01-10-2033 05-12-2018 27-10-2024

Garantia Sin Garantía Sin Garantía Sin Garantía Sin Garantía Sin Garantía Sin Garantía Sin Garantía Sin Garantía

a) Bonos Nacionales 1. Con fecha 15 de enero de 2009, la Empresa inscribió en el Registro de Valores de la Superintendencia de Valores y Seguros bajo el Nº303, la emisión de bonos reajustables en unidad de fomento (U.F.), en el mercado local. La colocación del bono en el mercado local se efectuó durante el mes de enero de 2009 y fue por monto de UF 9.750.000. El plazo de vencimiento es de 10 años, los pagos de intereses son semestrales, la tasa de interés es de pago UF + 4,33% anual, y la amortización de capital es al vencimiento. 2. Con fecha 17 de enero de 2013, la Empresa efectuó una colocación de bonos reajustables en unidad de fomento (U.F.), en el mercado local, con cargo a la línea inscrita en el Registro de Valores de la Superintendencia de Valores y Seguros bajo el Nº585, de fecha 7 de mayo de 2009.

55

La colocación de bonos fue por monto de UF 6.000.000, de acuerdo a las siguientes series: -Bonos Serie D, por un monto de UF 2.000.000 a un plazo de 5 años, con una sola amortización final el 1° de octubre de 2017 y pagos de intereses semestrales. La tasa de interés de cupón es de 3,4% anual, y la tasa de colocación fue de 3,75% anual. -Bonos Serie E, por un monto de UF 4.000.000 a un plazo de 21 años, con una sola amortización final el 1° de octubre de 2033 y pagos de intereses semestrales. La tasa de interés de cupón es de 3,7% anual, y la tasa de colocación fue de 4,09% anual. b) Bonos Internacionales: 1. Con fecha 31 de diciembre de 2009, ENAP efectuó emisión y colocación de bonos del tipo 144 A en el mercado estadounidense, a una tasa de interés de 6,25% anual por un monto de MUS$ 300.000 El plazo de vencimiento es a 10 años. Los pagos de intereses son semestrales y la amortización del capital se realizara al vencimiento. 2. Con fecha 5 de agosto de 2010, ENAP efectúo la emisión y colocación de un bono del tipo 144 A en el mercado estadounidense, a una tasa de interés de 5,25% anual por un monto de MUS$ 500.000. El plazo de vencimiento es a 10 años. Los pagos de intereses son semestrales y la amortización del capital se realizará al vencimiento. 3. Con fecha 1 de diciembre de 2011, ENAP efectúo la emisión y colocación de un bono del tipo 144 A en el Mercado estadounidense, a una tasa de interés de 4,75% anual por un monto de MUS$ 500.000. El plazo de vencimiento es a 10 años. Los pagos de intereses son semestrales y la amortización del capital se realizará al vencimiento. 4. Con fecha 5 de diciembre de 2013, ENAP efectúo la emisión y colocación de un bono en el Mercado público de valores de Suiza (SIX Swiss Exchange AG, en Zurich), a una tasa de interés de 2,875% anual y un spread 2,28%, por un monto de MCHF$ 215.000. El plazo de vencimiento es a 5 años. Los pagos de intereses son anuales y la amortización del capital se realizará al vencimiento. 5. Con fecha 27 de octubre de 2014, ENAP efectúo la emisión y colocación de un bono del tipo 144 A en el Mercado estadounidense, a una tasa de interés de 4,375% anual por un monto de MUS$ 600.000. El plazo de vencimiento es a 10 años. Los pagos de intereses son semestrales y la amortización del capital se realizará al vencimiento. iv) Arriendos financieros El valor presente de los pagos futuros derivados de dichos arrendamientos financieros son los siguientes: 30.06.2015 Bruto MUS$ Hasta 90 días Más de 90 días hasta 1 año Más de 1 año hasta 3 años

476 1.695 4.139

Interés MUS$ (51) (129) (168)

Totales

6.310

(348)

31.12.2014 Valor Presente MUS$ 425 1.566 3.971

Bruto MUS$ 495 1.758 5.420

Interés MUS$ (65) (155) (259)

Valor Presente MUS$ 430 1.603 5.161

5.962

7.673

(479)

7.194

56

21. CUENTAS POR PAGAR COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS POR PAGAR a) El detalle del rubro es el siguiente: Corriente 30.06.2015 31.12.2014 MUS$ MUS$

No Corriente 30.06.2015 31.12.2014 MUS$ MUS$

Acreedores comerciales Acredores varios Otras cuentas por pagar

523.906 19.162 12.488

716.678 8.347 4.980

3.278 270 367

4.283 285 874

Totales

555.556

730.005

3.915

5.442

30.06.2015 MUS$

31.12.2014 MUS$

Hasta 30 días Entre 31 y 60 días Entre 61 y 90 días

547.053 2.353 5.194

724.302 2.802 2.901

Totales

554.600

730.005

b) Detalle de vencimientos futuros

22. OTRAS PROVISIONES i) Detalle - El desglose de este rubro al 30 de junio de 2015 y 31 de diciembre de 2014, es el siguiente: Corriente 30.06.2015 31.12.2014 MUS$ MUS$

Concepto

Desmantelamiento, costos restauración y rehabilitación Contratos onerosos Otras provisiones Totales

(a)

No Corriente 30.06.2015 31.12.2014 MUS$ MUS$

2.717

2.775

85.624 16.419 12.648

81.788 11.419 12.377

2.717

2.775

114.691

105.584

a) Corresponde a los costos estimados que el Grupo ENAP deberá de realizar a futuro por concepto de remediaciones medio ambientales, plataformas y pozos, y que permitirán, al término de las concesiones, dejar en condiciones de reutilizar para otros fines las zonas de explotación. Esta provisión es calculada y contabilizada a valor presente a igual tasa de descuento del proyecto.

57

ii) Movimiento: El movimiento del periodo de las provisiones detalladas por concepto, es el siguiente: Desmantelamiento costos reestructuración rehabilitación MUS$

Contratos onerosos MUS$

Otras provisiones MUS$

Total MUS$

Saldo inicial al 1 de enero de 2015 Provisiones adicionales Provisión utilizada Incremento (decremento) en el cambio de Moneda Extranjera Otro incremento (decremento)

81.788 5.420 (1.584) -

11.419 5.000 -

15.152 3.437 (3.140) (77) (7)

108.359 13.857 (4.724) (77) (7)

Saldo final al 30 de junio de 2015

85.624

16.419

15.365

117.408

Desmantelamiento costos reestructuración rehabilitación MUS$

Contratos onerosos MUS$

Patrimonio negativo MUS$

Otras provisiones MUS$

Total MUS$

Saldo inicial al 1 de enero de 2014 Provisiones adicionales Reversión de provisión

71.337 10.451 -

11.419 -

1.403 (1.403)

63.751 4.313 (52.912)

147.910 14.764 (54.315)

Saldo final al 31 de diciembre de 2014

81.788

11.419

-

15.152

108.359

23. PROVISIONES POR BENEFICIOS A LOS EMPLEADOS El detalle de las provisiones por beneficios a los empleados al 30 de junio de 2015 y 31 de diciembre de 2014, es el siguiente: Corriente 30.06.2015 31.12.2014 MUS$ MUS$

Concepto: Indemnización por años de servicios Participación en utilidades y bonos del personal Provisión de vacaciones Otros beneficios Totales

(a) (b) (c)

No Corriente 30.06.2015 31.12.2014 MUS$ MUS$

6 9.710 18.912 9.792

643 15.892 19.172 9.220

103.058 156

105.657 207

38.420

44.927

103.214

105.864

(a) Corresponde a las indemnizaciones por años de servicios a todo evento que el Grupo ENAP mantiene con los trabajadores, que se detallan en los contratos colectivos vigentes a la fecha. El pasivo reconocido en el balance correspondiente a los planes de beneficios definidos brindados a los trabajadores, es el valor presente de las obligaciones por dichos beneficios definidos (IAS) a la fecha de presentación de los estados financieros consolidados intermedios. La obligación por IAS, es calculada anualmente basada en un modelo actuarial elaborado por un actuario independiente, empleando el método de la Unidad de Crédito Proyectada. El valor presente de las obligaciones por IAS, se determina descontando los flujos futuros estimados utilizando para ello la tasa de interés del bono corporativo serie E en UF nominado en la moneda en que se pagarán los beneficios y considerando los plazos de vencimiento de las obligaciones. 58

(b) Corresponden principalmente a participación en utilidades en la sucursal Ecuador, establecidas por ley y bono renta variable asociados a la producción de las refinerías, el cual se encuentra establecido en los contratos colectivos vigentes y otros beneficios establecidos en los contratos de trabajo según sea el caso. (c) Las imputaciones registradas en este rubro corresponden a otros beneficios al personal como, gratificaciones, aguinaldo, bono vacaciones, etc.

23. 1 Movimiento de provisiones por beneficios a los empleados corriente El movimiento de las otras provisiones por beneficios a los empleados corriente es el siguiente: Corriente

Al 30 de junio de 2015 Imdemnización por años de servicios MUS$ Saldo inicial al 01 de enero de 2015 Provisiones adicionales Provisión utilizada Incremento (decremento) en el cambio de moneda extranjera

Participación en utilidades y bonos MUS$

Provisión vacaciones MUS$

Otros provisiones MUS$

Total MUS$

643 963

15.892 16.043

19.172 5.101

9.220 11.352

44.927 33.459

(1.593)

(22.106)

(4.546)

(10.400)

(38.645)

(7)

(119)

(815)

(380)

(1.321)

6

9.710

18.912

9.792

38.420

Saldo final al 30 de junio de 2015

Corriente

Al 31 de diciembre de 2014 Imdemnización

Saldo inicial al 01 de enero de 2014 Provisiones adicionales Provisión utilizada Incremento (decremento) en el cambio de moneda extranjera Saldo final al 31 de diciembre de 2014

por años de

Participación en

Provisión

Otras

servicios

utilidades y bonos

vacaciones

provisiones

Total

MUS$

MUS$

MUS$

MUS$

MUS$

385 4.605 (4.311)

17.305 31.473 (32.544)

18.873 15.636 (13.837)

8.057 29.418 (27.519)

44.620 81.132 (78.211)

(36)

(342)

(1.500)

(736)

(2.614)

643

15.892

19.172

9.220

44.927

Nota: Formando parte de la provisión utilizada de “Participación de utilidades y bonos” se incluye la participación obligatoria al Estado de Ecuador y contratistas de Ecuador. 23.2 Movimiento de la Indemnización por años de servicios (IAS) no corriente El movimiento de la provisión por IAS asociado a costos por servicios presentes y pasados, como de intereses son reconocidos inmediatamente en Resultados, Las pérdidas y ganancias actuariales provenientes de ajustes y cambios en los supuestos actuariales, son reconocidas en Patrimonio en el ejercicio en el cual se generan, el detalle de las IAS no corriente es el siguiente:

59

Movimiento:

No Corriente 30.06.2015 31.12.2014 MUS$ MUS$

Saldo inicial Costos por servicios Costos por intereses Ganancias actuariales Beneficios pagados Incremento (decremento) en el cambio de moneda extranjera

105.657 452 2.507 2.424 (2.633)

110.138 1.225 5.651 8.547 (4.980)

(5.349)

(14.924)

Totales

103.058

105.657

Beneficios por Terminación - Las indemnizaciones por cese se pagan cuando la relación laboral es terminada antes de la fecha normal de jubilación. Se reconocen los beneficios por terminación de acuerdo a los convenios colectivos vigentes. Los beneficios con vencimiento superior a 12 meses posterior al final del período de referencia se descuentan a su valor actual. Plan de Participación en Utilidades y Bonos - La entidad reconoce un pasivo y un gasto para bonos y participación en las utilidades, en base a una fórmula que tiene en cuenta el resultado del ejercicio después de realizar ciertos ajustes. Se reconoce una provisión cuando la entidad, se encuentra obligada contractualmente, o cuando existe una práctica que en el pasado ha creado una obligación implícita. 23.3 Hipótesis actuariales Las hipótesis actuariales en la determinación de la indemnización por años de servicios no corriente son las siguientes:

Hipótesis: Tasa de descuento Chile Tasa de descuento Ecuador Tasa esperada de incremento incial salarial Chile Tasa esperada de incremento incial salarial Ecuador Tasa de retiro voluntario Chile Tasa de retiro voluntario Ecuador Tasa de rotación por despido Chile Tasa de rotación por despido Ecuador Tabla de mortalidad Chile Tabla de mortalidad Ecuador Edad de jubilación de mujeres Edad de jubilación de hombres

30.06.2015 5,91% 6,54% 3,67% 3,00% 2,29% 2,50% 0,10% 13,14% RV-2004 IESS2002 60 65

31.12.2014 5,91% 6,54% 3,67% 3,00% 2,29% 2,50% 0,10% 13,14% RV-2004 IESS2002 60 65

Anualmente, la Empresa realiza una revisión de sus hipótesis actuariales de acuerdo a NIC 19 “Beneficios a los empleados”, como parte de la última revisión realizada en el mes de diciembre de 2014, se modificó la tasa de descuento aplicada por referencia a nuevas curvas de tasas de interés de mercado. Ver efecto de sensibilidad en Nota 23.4.-

60

Los supuestos de mortalidad fueron determinados, de acuerdo a los consejos actuariales de nuestro actuario independiente, conforme la información disponible y representativa del país. Los supuestos de rotación, surgen del análisis interno de la administración de la Empresa. 23.4 Análisis de sensibilidad El siguiente cuadro muestra los efectos de la sensibilización en la tasa de descuento utilizada para determinar el valor actuarial de la provisión de IAS:

Valor actuarial MUS$ Tasa de Descuento Sesibilidad porcentual Sensibilidad en MUS$

Valor contable 103.058 5,91%

-

Análisis de sensibilidad 106.204 99.135 5,33% 6,49% -10,00% 10,00% 3.146 (3.923)

24. PATRIMONIO a) Cambios en el patrimonio: El artículo 2° de la Ley N°20.278 autorizó al Ministerio de Hacienda, mediante Decreto Supremo N°1389 del 29 de octubre de 2008, para efectuar por una sola vez, un aporte extraordinario de capital a la Empresa Nacional del Petróleo por un monto de MUS$ 250.000, que se financió con recursos disponibles en activos financieros del Tesoro Público. Dicho aporte se concretó mediante una modificación del presupuesto vigente del Tesoro Público que permitió el aporte de capital que se hizo efectivo el día 10 de noviembre de 2008. Por Ord. N° 64 del 23 de enero de 2009, el Ministerio de Hacienda autorizó lo siguiente: a) Suspender temporalmente para el año 2009, la política de traspasos del 100% de los dividendos anuales de las filiales a ENAP, correspondientes al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008. b) Suspender transitoriamente, para el año 2009, la política de traspaso de utilidades de ENAP al Fisco (por los resultados generados el año 2008). La política de reparto de utilidad que rige a ENAP, establecida mediante Resolución del Ministerio de Hacienda N°25 de 11 de agosto de 2005, a través del cual se estableció que ENAP debe traspasar un mínimo de recursos al Fisco, ya sea como impuesto a la renta (40%) y/o como anticipo de utilidades, correspondiente a un 14% de rentabilidad sobre el patrimonio, con utilidades retenidas de ejercicios anteriores. Con fecha 23 de diciembre de 2010 el Ministerio de Hacienda según Oficio Ord. N° 1495, autorizó a capitalizar las utilidades correspondiente al ejercicio 2007, por un monto de MUS$ 49.632, cuyo traspaso al Fisco fue transitoriamente suspendido mediante Ord. N° 1272 del año 2007. Por Oficio Ord. N° 1292 del 15 de junio de 2012, el Ministerio de Hacienda, ha resuelto autorizar una política de distribución de utilidades con el objetivo de contribuir a la estabilidad y recomposición de la compañía, en los siguientes términos: a) Autorizar a la filial Enap Sipetrol S.A. a capitalizar las utilidades obtenidas el ejercicio 2010. b) Autorizar a la filial Enap Sipetrol S.A. a capitalizar el 100% de las utilidades obtenidas el ejercicio 2011, de acuerdo a los estados financieros auditados.

61

c) Mantener la revisión de la situación financiera de la Empresa, para decidir si corresponde autorizar la capitalización de las utilidades de las filiales y de la matriz, en tanto se mantenga la situación de pérdida tributaria. En atención al punto c) anterior, el Ministerio de Hacienda por Oficio Ord. N° 1125 del 20 de mayo de 2013, autorizó a la filial Enap Sipetrol S.A. a capitalizar el 100% de las utilidades obtenidas el ejercicio 2012, de acuerdo a los estados financieros auditados. Con fecha 09 de abril de 2014 el Ministerio de Hacienda, según Oficio Ord. N° 733, autorizó a la filial Enap Sipetrol S.A. capitalizar las utilidades correspondiente al ejercicio 2013, por un monto de MUS$ 115.492, cuyo traspaso al Fisco fue transitoriamente suspendido mediante Ord. N° 1590 del año 2013. b) Capital emitido El detalle del capital pagado al 30 de junio de 2015 y 31 de diciembre de 2014, es el siguiente:

Capital emitido

30.06.2015 MUS$

31.12.2014 MUS$

Capital pagado

1.232.332

1.232.332

Totales

1.232.332

1.232.332

ENAP es una empresa 100% de propiedad del Estado de Chile y su capital no se encuentra dividido en acciones. Gestión de capital La gestión de capital, referida a la administración del patrimonio de la compañía, tiene como objetivo principal, la administración de capital del Grupo ENAP, de acuerdo al siguiente detalle: 

Asegurar el normal funcionamiento de sus operaciones, la continuidad del negocio en el largo plazo y la seguridad de suministro de combustibles líquidos para el país.



Asegurar el financiamiento de nuevas inversiones a fin de mantener un crecimiento sostenido en el tiempo y un cumplimiento cabal de las especificaciones de los combustibles autorizados en Chile.



Mantener una estructura de capital adecuada acorde a los ciclos económicos que impactan al negocio y a la naturaleza propia de la industria.

Con estos fines, y tomando en consideración la situación actual de fortalecimiento patrimonial de la Empresa, su valor y evolución son controlados e informados al Directorio de la Empresa mensualmente. Esta instancia determina en cada caso los pasos a seguir, la comunicación con el Ministerio de Hacienda, y las potenciales gestiones que se estime oportuno realizar.

62

c) Otras Reservas La composición de este rubro al 30 de junio de 2015 y 31 de diciembre de 2014, es el siguiente:

Composición

30.06.2015 MUS$

31.12.2014 MUS$

Diferencia de cambio por conversión (ii) Disponible para la venta Coberturas de flujo de caja (i) Reservas actuariales en planes de beneficios definidos Reservas varias (iii)

(77.221) 1.190 (20.512) (6.648) 27.270

(76.561) 1.190 (8.684) (4.615) 27.270

Totales

(75.921)

(61.400)

i) Cobertura de flujo de caja Total 31.12.2014 MUS$ Ganancia /(pérdida) reconocidas en las coberturas de flujos de: Cross Currency Swap / Bonos y Arriendo Financiero SWAP y Opción ZCC tasa de interés préstamos bancarios Contratos Forward de cambio de moneda extranjera Swap de energía eléctrica TSS y SDI Impuesto a la renta y diferido de derivados Totales

Movimiento 2015 MUS$

Total 30.06.2015 MUS$

(12.803) (20.301) 1.364 13.665 9.391

7.524 2.491 250 (25.734) 1.319 2.322

(5.279) (17.810) 1.614 (25.734) 14.984 11.713

(8.684)

(11.828)

(20.512)

ii) Diferencia de cambio por conversión 30.06.2015 MUS$

31.12.2014 MUS$

Saldo al inicio del ejercicio Resultado por cambios en empresas coligadas

(76.561) (660)

(74.282) (2.279)

Totales

(77.221)

(76.561)

iii) Otras reservas varias

30.06.2015 MUS$

31.12.2014 MUS$

Saldo Inicial Otros cambios

27.270 -

27.195 75

Totales

27.270

27.270

63

d) Ganancias (pérdidas) acumuladas 30.06.2015 MUS$

31.12.2014 MUS$

Saldo al inicio del ejercicio Resultado del período/ejercicio Efecto cambio tasa impuesto 1a.cat. OC 856 SVS Otras variación de resultados acumulados

(637.827) 131.847 (1.819)

(902.217) 154.937 109.495 (42)

Totales

(507.799)

(637.827)

* De acuerdo al Oficio Circular Nº 856 de la Superintendencia de Valores y Seguros de Chile, de fecha 17 de octubre de 2014, que señaló que las diferencias por concepto de activos y pasivos por impuestos diferidos que se produjesen como efecto directo del incremento de la tasa de impuesto de primera categoría introducido por la Ley N°20.780, se debían contabilizar en el ejercicio respectivo contra patrimonio. El abono por este concepto fue de MUS$ 109.495, registrado en los presentes estados financieros al 31 de diciembre de 2014.

25. INTERES NO CONTROLABLE El detalle de los efectos originados por la participación de terceros en el patrimonio del Grupo al 30 de junio de 2015 y 31 de diciembre de 2014 y en resultados al 30 de junio de 2015 y 30 de junio de 2014, es el siguiente:

Entidad Entidad Estructurada

Participación no controladora en patrimonio 30.06.2015 31.12.2014 MUS$ MUS$ 12.998 12.404

Enap Refinerías S.A. Totales

91

67

13.089

12.471

Ganancia (pérdida) atribuible a participaciones no controladoras 30.06.2015 30.06.2014 MUS$ MUS$ 395 932 30

(3)

425

929

26. SEGMENTOS DE NEGOCIO Criterios de segmentación La estructura de segmentación utilizada por el Grupo ENAP y definida por el Directorio de ENAP, y definida de acuerdo a NIIF 8 es en primer lugar, en función de las distintas líneas de negocios y en segundo lugar, según su distribución geográfica. Las líneas de negocios anteriormente mencionadas son E&P (Exploración y Producción), R&C (Refinación y Comercialización) y G&E (Gas & Energía) Segmentos principales de negocio del grupo consolidado:  Exploración y Producción, incluye las operaciones exploratorias de hidrocarburos (petróleo y gas natural) y de geotermia, así como su desarrollo, producción y comercialización de hidrocarburos en Chile y en el extranjero, en cuatro países: Chile, Argentina, Ecuador y Egipto. En el exterior, ENAP opera a través de la filial Sipetrol S.A. y en Chile, a través de Enap en Magallanes donde gestiona activos de exploración y producción de hidrocarburos en la XII Región. Además desarrolla actividades de exploración de gas a través de la modalidad de Contratos Especiales de Operación Petrolera (CEOP) en los bloques Coirón, Caupolicán, Lenga y Dorado-Riquelme, en alianza con las 64

compañías Pan American Energy LLC, Greymount y Methanex, respectivamente, todos ubicados en la Región de Magallanes.  Refinación y Comercialización, incluye las actividades y procesos de Refinación, Optimización, Logística, Trading, Desarrollo de Mercados y Ventas. Las actividades de refinación y comercialización de ENAP son gestionadas por la filial Enap Refinerías S.A. Su negocio consiste principalmente en la compra de crudos en el mercado internacional para su refinación y la posterior comercialización de los productos terminados. El abastecimiento de petróleo crudo de Enap Refinerías se obtiene mayoritariamente de Sudamérica y Europa Enap Refinerías S.A. es la única empresa que refina petróleo en Chile y la más importante de la costa Pacífico de Centro y Sudamérica. La refinación se lleva a cabo en tres refinerías: Refinería Aconcagua, ubicada en la Región de Valparaíso, Refinería Bío Bío, en la Región del Biobío, y Refinería Gregorio, en la Región de Magallanes. Las refinerías cuentan con las instalaciones necesarias para la recepción y el almacenamiento de la materia prima, entre ellas cinco terminales marítimos, situados en Quintero, San Vicente, Isla de Pascua, Cabo Negro y Gregorio, estos dos últimos en la Región de Magallanes. El almacenamiento y transporte de combustibles líquidos y gaseosos, la venta mayorista y la exportación de combustibles corresponde a la Dirección de Almacenamiento y Oleoducto (DAO), que administra la infraestructura logística.  Gas y Energía, entre las medidas tomadas por la Administración para apoyar la implementación de la Agenda de Energía del Gobierno, con fecha 14 de julio de 2014 se constituyó una tercera Línea de Negocio de ENAP, Línea de Gas & Energía, cuya misión es promover el uso del Gas Natural Licuado (GNL) en la matriz energética nacional, junto con la incorporación de nueva capacidad de generación eléctrica. Incluye las actividades y procesos de comercialización del gas vía gasoductos, gasoducto virtual y GNL Móvil, gestión de nuevos proyectos de energía eléctrica. A partir del presente año 2015, y de acuerdo a lo requerido por NIIF 8 “Segmentos de Operación”, este segmento se reporta en forma separada en los presentes estados financieros consolidados intermedios, ya que durante el año 2014 no se han generado los driver de control financiero para este propósito. De acuerdo a NIIF 8 la información segmentada del período actual se revela con arreglo tanto al criterio de segmentación anterior como al nuevo. El Directorio y el Gerente General del Grupo ENAP son los encargados de la toma de decisiones respecto a la administración y asignación de recursos y respecto a la evaluación del desempeño de cada uno de los segmentos operativos anteriormente descritos. A continuación se presenta la información por segmentos de estas actividades al 30 de junio de 2015 con arreglo tanto al criterio de segmentación nuevo como al anterior y al 30 de junio de 2014:

65

Al 30 de junio de 2015 De acuerdo a nuevo criterio de segmentación Ingresos actividades ordinarias Ingresos actividades ordinarias, interlineas Costos de ventas Costos de ventas, interlineas Margen bruto Otros ingresos, por función Costos de distribución Gastos de administración Otros gastos por función Otras ganancias (pérdidas) Ingresos financieros Costos financieros Participación en ganancias (pérdidas) de asociadas y negocios conjuntos que se contabilicen utilizando el método de la participación Diferencias de cambio Ganancia (pérdida) antes de impuesto

E&P MUS$

R&C MUS$

G&E MUS$

301.886 30.318 (260.253) (24.393)

2.914.338 101.869 (2.623.578) (107.794)

47.558 3.134 (23.679) (17.105) (35.810) 2.298 (6.629)

284.835 9.384 (73.558) (13.800) (5.626) 7 617 (55.334)

(1)

(1) MUS$

Total MUS$

175.708 39.296 (149.530) (39.296)

(171.483) 171.483

3.391.932 (3.033.361) -

26.178 -

2.338 (1.578) (10.033) (474) 227 (33.853)

358.571 14.856 (98.815) (40.938) (41.910) 7 3.142 (95.816)

-

6.125

6.217

-

(2.708)

(11.784)

93

(3.147)

(5.929)

(33.381)

140.689

26.178

(39.956)

93.530

9.912

(23.928)

(6.201)

58.959

38.742

Ganancia (pérdida)

(23.469)

116.761

19.977

19.003

132.272

Ganancia (pérdida) atribuible a: Ganancia (pérdida) atribuible a los propietarios de la controladora Ganancia (pérdida) atribuible a participaciones no controladoras

(23.431) (38)

115.708 1.053

19.977 -

19.593 (590)

131.847 425

Ganancia (pérdida)

(23.469)

116.761

19.977

19.003

132.272

(Gasto) ingreso por impuesto a las ganancias

Al 30 de junio de 2015 De acuerdo a criterio de segmentación anterior Ingresos actividades ordinarias Ingresos actividades ordinarias, interlineas Costos de ventas Costos de ventas, interlineas Margen bruto Otros ingresos, por función Costos de distribución Gastos de administración Otros gastos por función Otras ganancias (pérdidas) Ingresos financieros Costos financieros Participación en ganancias (pérdidas) de asociadas y negocios conjuntos que se contabilicen utilizando el método de la participación Diferencias de cambio Ganancia (pérdida) antes de impuesto

E&P MUS$

R&C MUS$

(1) MUS$

Total MUS$

301.886 30.318 (261.633) (24.393)

3.090.046 101.869 (2.771.728) (107.794)

(132.187) 132.187

3.391.932 (3.033.361) -

46.178 3.134 (23.679) (17.105) (35.810) 2.298 (6.629)

312.393 9.384 (73.558) (13.800) (5.626) 7 617 (55.334)

2.338 (1.578) (10.033) (474) 227 (33.853)

358.571 14.856 (98.815) (40.938) (41.910) 7 3.142 (95.816)

(1) (3.147)

93 (5.929)

6.125

6.217

(2.708)

(11.784)

(34.761)

168.247

(39.956)

93.530

9.912

(30.129)

58.959

38.742

Ganancia (pérdida)

(24.849)

138.118

19.003

132.272

Ganancia (pérdida) atribuible a: Ganancia (pérdida) atribuible a los propietarios de la controladora Ganancia (pérdida) atribuible a participaciones no controladoras

(24.810) (38)

137.064 1.053

19.593 (590)

131.847 425

Ganancia (pérdida)

(24.848)

138.117

19.003

132.272

(Gasto) ingreso por impuesto a las ganancias

66

E&P MUS$

Al 30 de junio de 2014 Ingresos actividades ordinarias Ingresos actividades ordinarias, interlineas Costos de ventas Costos de ventas, interlineas Margen bruto Otros ingresos, por función Costos de distribución Gastos de administración Otros gastos por función Otras ganancias (pérdidas) Ingresos financieros Costos financieros Participación en ganancias (pérdidas) de asociadas y negocios conjuntos que se contabilicen utilizando el método de la participación Diferencias de cambio

R&C MUS$

(Gasto) ingreso por impuesto a las ganancias

Total MUS$

356.892 70.654 (283.083) (24.117)

4.898.395 186.498 (4.735.796) (233.035)

(257.152) 257.152

5.255.287 (5.018.879) -

120.346 6.342 (4.016) (19.635) (28.797) 372 2.350 (2.644)

116.062 11.610 (74.308) (11.706) (11.135) 1.826 423 (53.773)

2.755 (1.940) (8.430) (27) 1.021 (30.206)

236.408 20.707 (80.264) (39.771) (39.959) 2.198 3.794 (86.623)

(2)

Ganancia (pérdida) antes de impuesto

(1) MUS$

178

7.885

(3.469)

(5.695)

(2.650)

8.061 (11.814)

70.847

(26.518)

(31.592)

12.737

(15.492)

16.569

44.998

46.075

Ganancia (pérdida)

55.355

(9.949)

13.406

58.812

Ganancia (pérdida) atribuible a: Ganancia (pérdida) atribuible a los propietarios de la controladora Ganancia (pérdida) atribuible a participaciones no controladoras

55.316 39

(13.145) 3.196

15.712 (2.306)

57.883 929

Ganancia (pérdida)

55.355

(9.949)

13.406

58.812

(1) Bajo esta línea se presentan los ajustes de consolidación del Grupo ENAP, siendo los ítems más significativos las transacciones de ingresos y costos por compra/venta de productos e insumos entre las empresas del Grupo y las partidas no distribuidas a los segmentos como costos administrativos asociados al corporativo, resultados de asociadas, otras ganancias y pérdidas e ingresos y costos financieros, principalmente. Detalle de ingresos por venta según producto y área geográfica:

Venta por Productos

Exploración y Producción MUS$

30.06.2015 Refinación y Gas y Comercialización Energía (*) MUS$ MUS$

Total MUS$

Exploración y Producción MUS$

30.06.2014 Refinación y Comercialización MUS$

Total MUS$

Crudo Gas Natural Gas Licuado de Petróleo Gasolinas Kerosene Diesel Petróleo Combustible Petroquimicos Otros Productos Venta de Servicios, nacionales Venta de Servicios, extranjeros Otros, nacionales (incluye N.C.) Otros, extranjeros

146.905 93.948 4.156 47.739 9.139

51.101 14.746 57.760 1.197.286 229.780 1.067.593 206.892 31.725 48.145 417 8.892 -

175.708 -

198.006 284.402 57.760 1.197.286 229.780 1.067.593 206.892 31.725 48.145 4.573 47.739 8.892 9.139

212.560 77.625 13.708 41.839 1.306 9.815

101.879 233.966 126.573 1.742.568 380.007 1.826.709 376.284 72.372 35.209 380 2.487 -

314.439 311.591 126.573 1.742.568 380.007 1.826.709 376.284 72.372 35.209 14.088 41.839 3.793 9.815

Totales

301.887

2.914.337

175.708

3.391.932

356.853

4.898.434

5.255.287

(*) incluido como parte de Línea Refinación & Comercialización durante el año 2014 30.06.2015 Refinación, Exploración y Logística y Gas y Producción Comercialización Energía (*) Ventas Geográficas MUS$ MUS$ MUS$

Total MUS$

Nacionales Extranjeras

70.624 231.263

2.833.721 80.616

175.708

3.080.053 311.879

71.325 285.528

4.741.637 156.797

4.812.962 442.325

Totales

301.887

2.914.337

175.708

3.391.932

356.853

4.898.434

5.255.287

Exploración y Producción MUS$

30.06.2014 Refinación, Logística y Comercialización MUS$

Total MUS$

67

La comercialización de los productos refinados por la filial Enap Refinerías S.A., se canaliza a través de las compañías distribuidoras mayoristas de combustibles y otros derivados. La filial Enap Refinerías S.A. mantiene contratos de abastecimiento con sus principales clientes, asegurando de esta manera el adecuado abastecimiento de combustibles a lo largo del país. Los principales clientes del Grupo ENAP a nivel nacional son Copec, Petrobras, Terpel, Lipigas, Abastecedora de Combustibles y Methanex. Junto con lo anterior, Enap Refinerías S.A. continuó vendiendo parte de su producción en los mercados regionales, particularmente Perú, Ecuador y Centroamérica. Activos y Pasivos por Segmentos Operativos Actualmente el Grupo ENAP no mantiene un control y registro de los activos por segmentos reportables en sus sistemas de reporte interno y tampoco dicha información es utilizada por el Directorio como parte del proceso de toma de decisiones de negocio y asignación de recursos. Los pasivos financieros del Grupo ENAP están centralizados y controlados a nivel corporativo y no se presentan por segmentos reportables.

27. INGRESOS DE ACTIVIDADES ORDINARIAS El detalle de este rubro al 30 de junio de 2015 y 2014, es el siguiente:

Detalle

30.06.2015 MUS$

30.06.2014 MUS$

Venta de crudo Venta de gas Ingreso por compensación de gas (1) Venta de productos refinados Venta de servicios petroleros Otros ingresos de operación

198.006 239.118 45.283 2.839.181 52.312 18.032

314.439 275.857 35.734 4.559.723 55.927 13.607

Totales

3.391.932

5.255.287

01.04.2015 30.06.2015 MUS$ 126.651 108.006 27.618 1.456.348 24.840 15.457 1.758.920

01.04.2014 30.06.2014 MUS$ 193.174 155.485 21.980 2.269.331 33.635 7.167 2.680.772

(1) El Ministerio de Energía está facultado para compensar a ENAP por un monto máximo de M$ 54.112.500 (equivalentes a MUS$84.678) por el año 2015 y M$ 31.998.845 por el año 2014 (equivalentes a MUS$54.966), de acuerdo a la Ley de Presupuestos del Sector Público aprobada por el congreso de la Nación.

68

28. COSTOS DE VENTAS El desglose de los costos de ventas al 30 de junio de 2015 y 2014:

30.06.2015 MUS$

30.06.2014 MUS$

01.04.2015 30.06.2015 MUS$

01.04.2014 30.06.2014 MUS$

Costo de crudo y gas Costo de productos refinados Costo por venta de servicios Otros costos de operación (1)

417.628 2.507.512 5.017 103.204

634.955 4.221.268 59.573 94.068

298.752 1.154.127 2.781 115.830

422.760 2.094.926 40.050 8.588

Totales

3.033.361

5.009.863

1.571.490

2.566.323

(1) Los otros costos de operación reflejan el efecto neto de la liquidación de coberturas durante el periodo, las cuales tuvieron como finalidad cubrir la exposición del flujo asociado al costo de venta en las operaciones de venta ordinarias. 29. COSTOS DE DISTRIBUCIÓN El desglose de los costos de distribución al 30 de junio de 2015 y 2014: 30.06.2015 MUS$

30.06.2014 MUS$

01.04.2015 30.06.2015 MUS$

01.04.2014 30.06.2014 MUS$

Contratos logísticos Flete crudo y gas Fletes oleoductos Fletes marítimos Fletes productos terrestres Personal Otros

5.454 2.053 18.645 33.874 5.153 10.501 23.135

5.403 1.542 19.893 33.188 5.215 8.490 15.549

2.705 1.115 9.505 15.956 2.583 4.934 11.725

3.551 700 10.188 17.287 3.037 3.972 7.845

Totales

98.815

89.280

48.523

46.580

30. OTROS GASTOS POR FUNCIÓN El desglose de los otros gastos por función, al 30 de junio de 2015 y 2014: 30.06.2015 MUS$

30.06.2014 MUS$

01.04.2015 30.06.2015 MUS$

01.04.2014 30.06.2014 MUS$

Estudios geológicos y geofísicos Pozos secos de exploración y abandonos Costos de campañas exploratorias Bajas de propiedad, planta y equipo Multas, indemnizaciones y finiquitos de contratos Costo de venta energía interna Otros

115 14.738 17.444 1.003 8.610

989 20.319 3.852 237 9.788 250 4.524

44 5.191 9.062 574 3.533

93 15.165 1.935 9.788 75 2.686

Totales

41.910

39.959

18.404

29.742

69

31. COSTOS FINANCIEROS El desglose de los costos financieros al 30 de junio de 2015 y 2014, es el siguiente:

Conceptos

30.06.2015 MUS$

30.06.2014 MUS$

01.04.2015 30.06.2015 MUS$

01.04.2014 30.06.2014 MUS$

Intereses de préstamos bancarios Intereses de obligaciones con el público Intereses de obligaciones por leasing Intereses de otras cuentas por pagar y provisiones Otros desembolsos asociados a intereses

16.089 67.561 104 5.020 1.272

17.161 56.387 133 7.985 632

7.874 34.155 59 3.789 1.132

8.010 27.555 22 3.750 172

Total costo por intereses

90.046

82.298

47.009

39.509

477 5.293

392 3.933

858 1.928

421 1.498

95.816

86.623

49.795

41.428

Pérdida por liquidaciones de derivados (swap) Intereses devengados por swap Total costos financieros

32. GASTOS DEL PERSONAL La composición de esta partida al 30 de junio de 2015 y 2014 es el siguiente: 01.01.2015 30.06.2015 MUS$ Sueldos y salarios Beneficios a corto plazo empleados Otros gastos de personal Otros beneficios a largo plazo Totales

01.01.2014 30.06.2014 MUS$

01.04.2015 30.06.2015 MUS$

01.04.2014 30.06.2014 MUS$

87.243 63.997 5.910 13.841

81.945 64.192 6.294 15.789

43.808 31.944 3.183 4.226

38.414 32.396 3.976 6.439

170.991

168.220

83.161

81.225

33. DIFERENCIAS DE CAMBIO El detalle de los rubros de activos y pasivos que dan origen a diferencias de cambio que son (debitadas) acreditadas a resultados son los siguientes al 30 de junio de 2015 y 2014: Conceptos

30.06.2015 MUS$

30.06.2014 MUS$

01.04.2015 30.06.2015 MUS$

01.04.2014 30.06.2014 MUS$

Efectivo y equivalente al efectivo Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar Resultado cobertura forward Cuentas por cobrar a entidades relacionadas Cuentas por cobrar y por pagar por impuestos Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar Provisiones corriente Provisiones no corriente Otros pasivos financieros corrientes y no corrientes Resultado cobertura pasivos financieros corriente y no corriente Otros

(6.935) (26.983) 15.640 1.433 (6.557) 5.272 1.308 5.152 13.037 (11.488) (1.663)

(12.897) (33.334) 18.348 (1.955) (4.532) 13.074 2.382 5.623 19.942 (15.650) (2.815)

(1.760) (9.371) 1.817 (4) (169) (710) 213 1.954 (3.682) 5.506 (823)

(5.731) (1.221) (4.999) 268 (5.478) 2.393 881 505 (4.536) 9.104 (2.387)

Totales

(11.784)

(11.814)

(7.029)

(11.201)

70

34. MONEDA EXTRANJERA Moneda extranjera

Activos Efectivo y Equivalentes al Efectivo

$ No reajustable $ Argentinos £ Libras Esterlinas £ Libras Egipcias $ No reajustable $ reajustable $ Argentinos $ No reajustable $ reajustable $ Argentinos $ No reajustable $ No reajustable $ reajustable $ reajustable $ No reajustable $ Argentinos

Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar, corrientes

Activos por impuestos corrientes

Otros activos financieros no corrientes Derechos por cobrar no corrientes Inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación Activos por impuestos diferidos

Moneda funcional

30.06.2015 MUS$

Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar

Totales

Pasivos

Otros pasivos financieros corrientes

Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar

Otras provisiones a corto plazo Pasivos por Impuestos corrientes

Provisiones corrientes por beneficios a los empleados

Otros pasivos financieros no corrientes

Pasivos no corrientes Otras provisiones a largo plazo Pasivo por impuestos diferidos Provisiones no corrientes por beneficios a los empleados Otros pasivos no financieros no corrientes

Moneda

Moneda

extranjera

funcional

$ reajustable $ Argentinos CHF Franco Suizo $ No reajustable $ reajustable $ Argentinos $ No reajustable $ No reajustable $ reajustable $ Argentinos $ No reajustable $ reajustable $ Argentinos $ reajustable $ Argentinos CHF Franco Suizo $ No reajustable $ Argentinos $ Argentinos $ No reajustable $ Argentinos

Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar

Totales

Hasta 90 días MUS$

30.06.2015 91 días 1 año a 1 año a 5 años MUS$ MUS$

más de 5 años MUS$

Hasta 90 días MUS$

31.12.2014 MUS$

37.964 14.011 82 28.600 535.340 64 10.942 41.148 28.449 1.259 14 14.822 381 3.369 8.078

51.462 34.513 82 29.353 595.893 298 3.869 21.015 46.462 2.146 7 15 15.527 389 3.369 9.538

724.523

813.938

31.12.2014 91 días 1 año a 1 año a 5 años MUS$ MUS$

más de 5 años MUS$

20.078 66 2.352 119.996 2.910 30.038 67.444 1.190 5.007 16.033 4.055 1.665 674 -

1.301 198 4.447 720 10.806 832 -

526.508 6 228.232 2.129 2.361 39.124 15.373 635

145.841 87.233 -

13.651 68 320 102.784 1.708 28.003 41 60.962 2.783 22.540 17.788 3.735 2.110 1.122 -

1.326 205 457 558 11.701 2.111 -

528.536 140 234.727 2.243 2.083 43.748 31.275 818

151.104 73.927 -

271.508

18.304

814.368

233.074

257.615

16.358

843.570

225.031

35. INFORMACIÓN SOBRE MEDIO AMBIENTE A continuación se presenta una breve descripción de los proyectos relacionados con mejoramiento y/o inversión de procesos productivos, verificación y control de cumplimiento de ordenanzas y leyes relativas a procesos e instalaciones industriales y cualquier otro que pudiere afectar en forma directa o indirecta a la protección del medio ambiente: ENAP Sipetrol S.A.: Los recursos destinados a proyectos e iniciativas ambientales en Enap Sipetrol, para sus filiales en Argentina y Ecuador, tienen relación con los sistemas permanentes de monitoreo de agua, suelo, calidad del aire, gestión de residuos y medio ambiente biótico. Además, otro aspecto relevante tiene relación con los procesos de Implementación y seguimiento al Sistema de Gestión Ambiental certificado en la norma ISO 14001 en los activos de Pampa del Castillo, así como el monitoreo y seguimiento al Plan de Manejo Ambiental, para los activos de Cuenca Austral en Argentina, como MDC y PBH en Ecuador. Por último se destaca los procesos de elaboración de Estudios de Impacto 71

Ambiental para el proyecto de Exploración en el bloque Intracampos en Ecuador y el tratamiento de suelos empetrolados en Pampa del Castillo. El monto presupuestado para los Proyectos e Iniciativas de Medio Ambiente 2015 en Sipetrol Argentina es de MM USD 3,6 de los cuales el primer semestre se ha reportado un gasto aproximado de 36%, en el caso de SIPEC el presupuesto aproximado para los Proyectos e Iniciativas Medio Ambientales es del orden de US$ 1,5 millones; con una ejecución presupuestaria al 30 de junio de un 36%. ENAP Magallanes: Los recursos destinados a proyectos e iniciativas ambientales en Enap Magallanes tienen relación a aspectos de operación corriente, en la que se incluye principalmente la gestión y control de residuos industriales líquidos y sólidos, abarcando etapas de monitoreo, disposición y normalización de instalaciones asociadas, así como trabajos de remedición de incidentes ambientales. Otro aspecto es lo relacionado a la gestión de permisos ambientales para la cartera de nuevos proyectos de Perforación, Fracturas Hidráulicas y construcción de facilidades, así como el seguimiento de compromisos adquiridos ante la autoridad ambiental. Por último, se encuentra el proyecto multianual de Remediación de Fosas en Magallanes, que consiste en el saneamiento ambiental de sitios en la región de Magallanes. El presupuesto de Iniciativas y Proyectos Medio Ambientales para ENAP Magallanes del año 2015 es del orden US$ 1,9 millones, con una ejecución presupuestaria al 30 de julio del orden de 40%. Los contratos más relevantes son: estudios ambientales con 40.000 UF a dos años (oct 2013 a oct 2015) quedando disponible un 37%, contrato de remediación de praderas a dos años (julio 2013 a julio 2015) con 29.456 UF quedando disponible un 18% del total y el recién aprobado y firmado contrato de RESPEL por 23.000 UF sin imputaciones a la fecha. Sin perjuicio de ello el antigua contrato de RESPEL venció el primer semestre del 2015.

ENAP Refinerías S.A.: Refinería Bio Bio: El enfoque y los recursos destinados a los Proyectos e Iniciativas Ambientales de la Refinería de Bio Bio tienen relación principalmente con la ejecución de una serie de compromisos adquiridos con la Ilustre Corte de Apelaciones de Concepción (ICA) y la Superintendencia de Medio Ambiente (SMA). Los Proyectos e Iniciativas concernientes a la Corte de Apelaciones de Concepción están relacionados con un programa de mitigación de olores, cuyo objetivo principal es el manejo de los olores producidos como consecuencia de la actividad de refinación de petróleo en las comunidades vecinas. Este programa considera Proyectos e Iniciativas de Corto (1 año), Mediano (5 años) y Largo Plazo (10 años). En lo referente al Plan de Acción presentado a la SMA, este abarca Proyectos e Iniciativas que dicen relación con mejoras a los actuales sistemas de abatimiento de emisiones atmosféricas. El presupuesto para los Proyectos e Iniciativas Medio Ambientales de ERBB para el año 2015 es del orden de US$ 19 millones, con una ejecución presupuestaria al 31 de Mayo de un 32%. Refinería Aconcagua: Los Proyectos e Iniciativas Medio Ambientales definidas para la Refinería de Aconcagua durante el 2015 que forman parte de un Plan de Trabajo de Largo Plazo, están orientadas a actividades que permitan identificar e implementar mejoras en lo referente a emisiones de ruidos, monitoreo de emisiones atmosféricas, de cumplimiento normativo general y de las Resoluciones de Calificación Ambiental vigentes. El monto aproximado para los Proyectos e Iniciativas Medio Ambientales de ERA para el año 2015 es del orden de US$ 2,2 millones, con una ejecución presupuestaria aproximada al 31 de Mayo de 17%. El derrame de hidrocarburos calificado como mediano por la Autoridad Marítima, ocurrido el día 24 de septiembre de 2014 en el Terminal Marítimo de Quintero, como consecuencia del exceso de tracción del remolcador de alta mar Puyehue sobre el B/T Mimosa por instrucciones del Práctico a bordo y la incapacidad de éste para controlar la situación, obligó a Enap Refinerias S.A. a la aplicación de un Plan de Contingencia Marítimo-Fluvial y sus sucesivas etapas de control, confinamiento, limpieza y remediación de las zonas afectadas. Además de las medidas señaladas, el hecho descrito ha significado el inicio de diferentes acciones legales civiles, administrativas, penales, laborales, ambientales, entre otras, todas vigentes y que implican la actuación simultánea de varios equipos legales que buscan resguardar los intereses de Enap Refinerías S.A., y que buscarán hacer efectiva las responsabilidades que correspondan.

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36. JUICIOS Y COMPROMISOS COMERCIALES Existen diversos juicios y acciones legales en que Grupo ENAP es la parte demandada, los cuales son derivados de sus operaciones. En general estos juicios se originan por acciones civiles, tributarias y laborales. A la fecha de preparación de estos estados financieros consolidados intermedios, no se han realizado provisiones contables, adicionales a las indicadas en el rubro “Provisiones varias” ya que en opinión de la Administración y de sus asesores legales, para aquella parte no provisionada, estos juicios no representan una probabilidad de pérdida material y la probabilidad de una obligación presente es menor a la probabilidad de no existencia o esta probabilidad es remota, en los términos indicados en NIC 37. A continuación se presenta un detalle de los principales juicios vigentes (para lo cual se utilizó principalmente el criterio de informar aquellos que podrían significar una materialidad de más de MUS$ 5.000 o tener un efecto material adverso) y su status a la fecha de los presentes estados financieros consolidados intermedios es el siguiente: En Chile: Enap Refinerías S.A. (Aconcagua): Caratulada: Derrame de hidrocarburos de 24 de septiembre de 2014 Rol N/A; Fiscalía Marítima de Valparaíso/Gobernador Marítimo de Valparaíso Materia: Derrame de hidrocarburo al mar. Cuantía: 100.000 pesos oro. Procedimiento: Administrativo Armada Breve Relación de Hechos: Derrame de crudo en la bahía de Quintero del B/T Mimosa. Estado Actual: Se emitió ampliación de dictamen fiscal, manteniéndose los cargos contra el Capitán del LR Mimosa, Patrón del RAM Puyehue y de ERSA, se formularon cargos contra Tripulante (Oficial 1°) del LR Mimosa y del Práctico Oficial. ERSA y los otros inculpados formularon sus descargos ante esta ampliación. Partes: Alberto Medina Johansen con Remolcadores Ultratag, Armadores de la Motonave LR Mimosa, Enap Refinerias S.A. y Agental Agencias Marítimas Ltda. Rol N°: C-23-2014, Ministro de Corte Apelaciones de Valparaíso Sr. Droppelmann, actuando como Tribunal Unipersonal. Materia: Indemnización de perjuicios según Ley de Navegación. Cuantía: El Monto total demandado a las cuatro partes asciende a MUS$70.000 Breve relación de hechos: Demanda civil de indemnización de perjuicios regulada por el artículo 153 de la Ley de Navegación, para obtener la reparación de los daños emergentes, lucro cesante y daño moral supuestamente sufridos por pescadores y otros, debido a la contaminación causada por el derrame de hidrocarburos en la bahía de Quintero por el B/T Mimosa en momentos en que era tractada por remolcador de alta mar el 24 de septiembre de 2014 en el Terminal Marítimo Monoboya ENAP. Solicita además la constitución de un fondo de MUS$50 por cada demandante a fin de reconvertir su actividad económica. Estado actual: Los demandados presentaron excepciones dilatorias que fueron acogidas por el Tribunal. Pendiente de subsanar los defectos de la demanda. Partes: Sociedad Exportadora y Comercializadora San Diego Ltda. con Remolcadores Ultratag, Armadores de la Motonave LR Mimosa, Enap Refinerias S.A. y Agental Agencias Marítimas Ltda. Rol N°: C-1-2015, Ministro de Corte Apelaciones de Valparaíso Sr. Droppelmann, actuando como Tribunal Unipersonal. Materia: Indemnización de Perjuicios según Ley de Navegación. Cuantía: Indeterminada. El Monto total demandado a las cuatro partes asciende a MUS$7.500 Breve relación de hechos: Demanda civil de indemnización de perjuicios regulada por el artículo 153 de la Ley de Navegación, para obtener la reparación de los daños emergentes, lucro cesante y daño moral supuestamente sufridos los dueños de la Sociedad San diego Ltda., debido a la contaminación causada por el derrame de hidrocarburos en la 73

bahía de Quintero por el B/T Mimosa en momentos en que era tractada por remolcador de alta mar el 24 de septiembre de 2014 en el Terminal Marítimo Monoboya de ENAP. Solicita además la constitución de un fondo de MUS$50 por cada demandante a fin de reconvertir su actividad económica. Estado actual: Pendiente tramitación de exhorto para notificar a Agencias Marítimas Agental Ltda. Partes: Pescadores Caleta de Quintero y otros con Empresa Nacional de Petróleo Rol Nº: 63-2014/ O-64-2014/ O-65-2014/ O-66-2014. Juzgado de Letras, Garantía y Familia de Quintero. Materia: Demanda por nulidad del despido, despido injustificado y otras prestaciones laborales. Cuantía: Indeterminada Breve relato de hechos: Demandantes alegan que existió relación laboral respecto a servicios que habrían prestado desde el 26 de septiembre al 30 de octubre de 2014 en Quintero, a la que se le habría puesto término sin las formalidades legales. Estado actual: se realizó audiencia preparatoria fue realizada el 11 de marzo de 2015. Con fecha 25 de junio se dictó la sentencia rechazando todas las pretensiones de los actores, esto es, demanda de nulidad del despido y cobro de prestaciones, la demanda de despido injustificado y cobro de prestaciones y demanda de cobro de prestaciones. Con fecha 8 de julio, los demandantes presentaron recurso de nulidad, cuya tramitación se encuentra vigente a la fecha de esta carta. Partes: Ilustre Municipalidad de Quintero con Enap Refinerías S.A. y otro RIT N°: D-13-2014. Segundo Tribunal Ambiental de Santiago. Materia: reparación daño ambiental. Cuantía: Indeterminada. Breve relación de hechos: Como consecuencia del derrame de hidrocarburos en la bahía de Quintero ocasionada por el B/T Mimosa, en momentos en que era tractada por remolcador de alta mar el 24 de septiembre de 2014 en el Terminal Marítimo Monoboya ENAP, se habría producido daño al medio ambiente. Estado actual: La demanda fue contestada con fecha 28 de marzo de 2015. A la fecha el Tribunal aún no ha dictado resolución. Partes: Alejandro González González E.I.R.L con Enap Refinerias S.A. Rol N°: C-11675-2015. 30° Juzgado Civil de Santiago Materia: Indemnización de perjuicios por responsabilidad extracontractual. Cuantía: MUS$ 10.000 Breve relación de hechos: Se demandan los perjuicios que se habrían sufrido por la existencia de oleoducto de ENAP en terrenos de la demandante, que afectaría la empresa de giro agrícola que desarrolla en los inmuebles. Estado actual: Una vez notificada la demanda, se interpuso excepción dilatoria de incompetencia por Enap Refinerias S.A. Partes: ENAP Refinerías S.A. con Innergy Soluciones Energéticas S.A. Rol N°: 2.215 – 2014. Tribunal Arbitral CAM. Materia: Resolución de contrato con indemnización de perjuicios. Cuantía: MUS$ 6.300, más solicitud de pago por cargo fijo por capacidad reservada del contrato 2. Breve relación de hechos: En junio se recibe respuesta a la demanda interpuesta por ENAP en contra de Innergy por concepto de asignaciones erróneas de gas natural argentino asociado a los Contratos 1 y 2, junto a una Demanda Reconvencional presentada por Innergy en contra de ENAP por un monto fijo de MUS$ 6.300, más una solicitud para que se declare la obligación de ERSA de efectuar pago de un cargo fijo por capacidad reservada del contrato 2, hasta el término de vigencia de dicho contrato. ENAP replicó en contra de la contestación, e interpuso excepción dilatoria en contra de demanda reconvencional. La resolución sobre dicha excepción se encuentra pendiente. Estado Actual: ERSA presentó una excepción dilatoria en contra de la demanda reconvencional de Innergy, que se encuentra pendiente de resolución por parte del árbitro.

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Enap Refinerías S.A. (Biobío) Partes: Mendoza Mendoza, Luis con Enap Refinerías S.A. y otros Rol: 4-2007; Ministro de la I. Corte de Apelaciones de Concepción, doña Juana Godoy. A esta causa se acumularon todas las demandas indemnizatorias interpuestas y notificadas en tiempo y forma. El procedimiento seguido en el referido juicio corresponde a un Juicio Ordinario especial del artículo 153 Ley de Navegación. Breve relación de los hechos: En las demandas se solicita una indemnización de perjuicios basada en la responsabilidad extracontractual a consecuencia de un derrame ocurrido en la Bahía de San Vicente. Breve relación de los hechos: El proceso judicial ha iniciado su etapa probatoria. A esta fecha se han celebrado acuerdos transaccionales con 4.313 demandantes, principalmente pescadores artesanales, algueros y armadores, por un monto total del orden de MUS$ 7.334. Se mantienen conversaciones y negociaciones con los restantes 79 demandantes. Partes: Carte con Enap Refinerías S.A. ENAP y otros. Rol: 1999-2014; 1º Juzgado Civil de Talcahuano. Materia: Medida prejudicial probatoria (exhibición de documentos) Cuantía: No aplica. Futura demanda civil indemnizatoria. Breve relación de hechos: Vecinos a la planta de ERSA-Hualpén presentan medida prejudicial en contra de ERSA y organismos públicos tendientes a obtener información ante una futura demanda civil. Estado actual: En tramitación. Enap Sipetrol Argentina S.A: Partes: Enap Sipetrol Argentina S.A. Rol: 13289-328-2010. Tribunal: Dirección General de Aduanas de Río Grande, Provincia de Tierra del Fuego. Materia: ajuste de liquidaciones de exportaciones correspondientes a los cargos aduaneros N° 339/07 a 397/07. Cuantía: MUS$5.280 Breve relación de los hechos: Cargos formulados por diferencias en la valoración de exportación de petróleo realizadas en el periodo 2002-2006. Estado actual: La causa se encuentra para resolver. Enap Sipec, (Ecuador): Laborales: Existen 12 juicios laborales en contra de Enap Sipetrol S.A., presentados en los Juzgados del Trabajo de Pichincha, los cuales demandan indemnización por concepto del 15% de utilidades percibidas por la empresa entre los años 2003 al 2010. Las cuantías son por un promedio de MUS$ 500 cada una. Las demandas están en diferentes etapas procesales, aunque en su mayoría en espera de sentencia. Partes: ENAP SIPETROL S.A. en contra del SRI. Rol: 17505-2008-26241 Segunda Sala del Tribunal Distrital de lo Fiscal No.1. Cuantía: Aprox. MUS$510.Breve relación de los hechos: El SRI negó el reclamo administrativo propuesto por ENAP SIPEC impugnando el Acta de determinación de impuesto a la renta del ejercicio económico 2003. Estado actual: A la espera de sentencia. Partes: ENAP SIPETROL S.A. en contra del SRI. Rol: 17502-2009-0031. Segunda Sala del Tribunal Distrital de lo Fiscal No.1. Cuantía: Aprox. MUS$510.Breve relación de los hechos: El SRI negó el reclamo administrativo propuesto por ENAP SIPEC impugnando el Acta de determinación de impuesto a la renta del ejercicio económico 2004. Estado actual: A la espera de sentencia.

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Partes: ENAP SIPETROL S.A. en contra del SRI. Rol: 17504-2009-0069. Cuarta Sala del Tribunal Distrital de lo Fiscal No.1. Cuantía: Aprox. MUS$2.800. Breve relación de los hechos: El SRI negó el reclamo administrativo propuesto por ENAP SIPEC impugnando el Acta de determinación de impuesto a la renta del ejercicio económico 2005. Estado actual: A la espera de sentencia. Partes: ENAP SIPETROL S.A. en contra del SRI. Rol: Juicio Nº 0129. Tribunal: Cuarta Sala del Tribunal Distrital de lo Fiscal. Cuantía: Aprox. MUS$3.787 Breve relación de los hechos: El SRI procedió a determinar a SIPEC el impuesto a la renta y sus anticipos correspondientes al ejercicio económico 2006. Estado actual: A la espera de sentencia. Partes: ENAP SIPETROL S.A. en contra del SRI. Rol: 0036 Tribunal: Tercera Sala Tribunal Distrital Fiscal Cuantía: Aprox. MUS$ 1.063 Breve relación de los hechos: Glosas impugnadas del período fiscal 2008 referentes a gastos amortización de inversiones y otros. Estado actual: Presentación de informe de peritos. Compromisos Comerciales: La Empresa mantiene los siguientes compromisos comerciales en relación al desarrollo de sus operaciones: (1) PETROPOWER Con ocasión de la celebración del partners agreement entre Enap Refinerías S.A. y Foster Wheeler en relación al proyecto Petropower en enero de 1996, Enap Refinerías S.A. otorgó una declaración de responsabilidad respecto de las obligaciones emanadas del mismo contrato. En relación con el proyecto Petropower, la filial Enap Refinerías S.A. firmó en 1994 un contrato donde se compromete a pagar una tarifa de procesamiento anual de aproximadamente MUS$17.400, a cambio del derecho de operar su planta de coquización e hidrotratamiento, además de pagar una tarifa anual de aproximadamente MUS$9.900 por el abastecimiento de ciertos productos energéticos. Este acuerdo que se firmó está sujeto a escalamiento anual hasta el vencimiento del contrato en 2018. Otras condiciones de los acuerdos obligan, en caso de una reducción en los ingresos anuales definida en el contrato de procesamiento y demás acuerdos del negocio y después que el operador de la planta ha aportado con el 10% de dicho déficit, a que Enap Refinerías S.A. y su matriz ENAP, contribuyan con el 50% del saldo y Foster Wheeler con el otro 50% del saldo de dicha reducción, que de ocurrir no debería exceder los MUS$1.400 al año. Adicionalmente, Enap Refinerías S.A. adquirió la obligación de comprar o programar la venta de los activos de Petropower Energía Ltda. por no menos de MUS$43.000 en la fecha de término programada del respectivo contrato (año 2018) o en cualquier otra fecha que sea acordada mutuamente entre las partes.

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(2) GNL CHILE S.A. Con fecha 31 de mayo de 2007, Enap Refinerías S.A. suscribió un contrato de suministro de gas natural (Gas Sales Agreement) con la sociedad GNL Chile S.A. que le permitirá garantizar la seguridad de suministro necesario para la operación de su Refinería de Aconcagua en la comuna de Concón. Dicho contrato, tiene una duración de 21 años a partir del Early Commercial Operation Date (ECOD), y le permite acceder a 3,2 millones de metros cúbicos por día de gas natural regasificado en la medida que se cuente con los contratos de suministro de GNL. En la misma fecha, GNL Chile S.A. suscribió un contrato con BG que permite a Enap Refinerías S.A. acceder a una cantidad contractual anual máxima de GNL, equivalente a 2,2 millones de metros cúbicos de gas natural por día. Con fecha 15 de junio de 2010, dicho contrato fue modificado incorporando el Patio de Carga de Camiones que le permitirá a Enap Refinerías S.A. acceder a una cantidad adicional de aproximadamente 1.165 metros cúbicos por días de gas natural en estado líquido. El inicio del suministro de gas natural tuvo lugar durante el mes de agosto de 2009. Las obligaciones contraídas por Enap Refinerías S.A. bajo el contrato de suministro de gas natural, han sido garantizadas por la Empresa Nacional del Petróleo. Para la obtención de la capacidad diaria señalada, tanto de gas natural regasificado como de GNL a ser transportado a través de cisternas, Enap Refinerías S.A. adquirió el compromiso de pagar anualmente durante la vigencia del Gas Sales Agreement alrededor de MUS$70.000 a GNL Chile S.A., empresa que el 31 de Mayo de 2007 celebró el contrato Terminal Use Agreement con GNL Quintero S.A.. Bajo esta figura, el monto anual señalado es pagado posteriormente por GNL Chile S.A. a GNL Quintero S.A. por la prestación de servicios de almacenamiento, regasificación y transporte de gas natural hasta el punto de entrega y carguío de cisternas con GNL. El referido contrato de suministro es parte de un conjunto de contratos comerciales del Proyecto GNL, cuyo cierre definitivo tuvo lugar el 31 de mayo de 2007. Dicho proyecto tiene por objeto la compra de gas natural licuado (GNL) proveniente del exterior, su almacenamiento y regasificación en la Planta de Regasificación que se ubica en las comunas de Quintero y Puchuncaví de la Región de Valparaíso del país y suministro de gas natural a la zona centro y sur del país. Con fecha 14 de diciembre de 2012, se suscribió una nueva modificación al Gas Sales Agreement, motivado por la suscripción en la misma fecha de un nuevo contrato de suministro de GNL entre GNL Chile S.A. y su proveedor de GNL, BG. Dicha modificación permite a la filial Enap Refinerías S.A. tener acceso a cantidades de gas natural en nuevas condiciones comerciales a partir del 01 de enero del 2013. Estas condiciones comerciales establecen una cláusula de Take or Pay por 29.693.766 MMbtu’s anuales. Restricciones: ENAP - Al 30 de junio de 2015, la Empresa no mantiene restricciones y cumplimientos de covenants financieros con sus bancos acreedores y bonos con el público. Enap Sipetrol Argentina S.A. - La legislación aplicable a esta Sociedad exige que el 5% de las utilidades del ejercicio deban ser destinadas a la constitución de una reserva legal, cuenta integrante del patrimonio neto, hasta que dicha reserva alcance el 20% del capital social ajustado. Cauciones obtenidas de terceros: ENAP - Al 30 de junio de 2015, el Grupo ENAP no ha recibido cauciones de terceros.

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37. GARANTÍAS COMPROMETIDAS CON TERCEROS Garantías directas Acreedor de la garantía

Descripción

Tipo de Garantía

MUS$

Banco Latinoamericano de Comerrcio Exterior S.A.

Garantía de ENAP sobre fiel cumplimiento de pago (crédito Argentina).

Carta aval a primera demanda

21.000

BG LNG Trading, LLC-GNL

Garantiza el fiel cumplimiento del contrato de compraventa de Gas Natural Licuado, válida hasta el 30 de agosto de 2015.

Carta de Crédito

18.706

BG LNG Trading, LLC-GNL

Garantiza el fiel cumplimiento del contrato de compraventa de Gas Natural Licuado, válida hasta el 30 de julio de 2015.

Carta de Crédito

18.654

Termoeléctrica Colmito Ltda

Garantiza el fiel y oportuno cumplimiento de las obligaciones contraídas en el contrato de energía, válida hasta 31 de diciembre de 2015.

Boleta de garantía Bancaria

6.500

Ministerio de Energía

Garantizar el fiel cumplimiento de las inversiones y trabajos comprometidos del CEOP Bloque Caupolicán, válida hasta el 20 de diciembre de 2015.

Boleta de garantía Bancaria

5.400

Secretaría de Hidrocarburos de Ecuador

Emisor: EOP operaciones petroleras S.A. Beneficiario: Secretaría de Hidrocarburos de Ecuador. Garantiza 20% de las inversiones mínimas de la Fase I de Exploración del Contrato de Prestación de Servicios para la Exploración y Explotación de Hidrocarburos en el Bloque 28, Ecuador, válida hasta el 13 de mayo de 2016.

2.975

Secretaría de Hidrocarburos de Ecuador

Garantía del 20% actividades e inversiones Bloque 3 Jambelí, válida hasta el 27 de octubre de 2015.

Carta de Crédito Standby como contargarantía para emisión de garantía en el exterior Fianza de cobro inmediato

BG LNG Trading, LLC-GNL

Garantiza el fiel cumplimiento del contrato de compraventa de Gas Natural Licuado, válida hasta el 30 de enero de 2016.

Carta de Crédito Chile

1.500

Ministerio de Energía

Garantizar el fiel cumplimiento de Inv. Y trabajos de exploración del CEOP Bloque Dorado Riquelme, válida hasta el 26 de septiembre de 2015.

Boleta de garantía Bancaria

Ministerio de medio ambiente (Ec)

Fiel cumplimiento de contrato (varias PBH).

Póliza de seguro

1.202

Ministerio de medio ambiente (Ec)

Fiel cumplimiento de contrato Amp. MDC.

Póliza de seguro

673

Servicio de Rentas Internas Ecuador (Ec)

Garantía de 10% de reclamo de pago indebido años 2003 a 2008

Fianza de cobro inmediato

666

Banco BNP Paribas

Prenda de 22.199.866 acciones de Productora de Diesel S.A. en garantía del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta el año 2016.

Prenda comercial de acciones

Citigroup

Prenda de 1.010.000 acciones de Energía Concón S.A., en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta el año 2020.

Prenda comercial de acciones

2.300

788

-

-

38. AMBITO DE CONSOLIDACIÓN a) Detalle de porcentajes de participación en sociedades incluidas en el ámbito de consolidación, es el siguiente: Porcentaje de participación

Porcentaje con derecho a voto 30.06.2015 31.12.2014

País

Moneda funcional

Enap Refinerias S.A. Enap Sipetrol S.A. Petro Servicios Corp. S.A. Gas de Chile S.A. Petrosul S.A. Energía Concón S.A. Productora de Diesel S.A. Cía. de Hidrógeno del Bío - Bío S.A. Enap Sipetrol Argentina S.A. Enap Sipetrol (UK) Limited Sipetrol International S.A. Sociedad Internacional Petrolera Enap Ecuador S.A.

Chile Chile Argentina Chile Chile Chile Chile Chile Argentina Reino Unido Uruguay

Dólar Dólar Dólar Pesos Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar

99,98% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 10% 100% 100% 100%

99,98% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 10% 100% 100% 100%

99,98% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 10% 100% 100% 100%

99,98% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 10% 100% 100% 100%

Ecuador

Dólar

100%

100%

100%

100%

Filial Indirecta

EOP Operaciones Petroleras S.A. (1)

Ecuador

Dólar

100%

-

100%

-

Filial Indirecta

Compañía

30.06.2015

31.12.2014

Relación con Matriz Filial Directa Filial Directa Filial Directa Filial Directa Filial Indirecta Filial Indirecta Filial Indirecta Entidad Estructurada Filial Indirecta Filial Indirecta Filial Indirecta

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(1) Con fecha 22 de octubre de 2014, las filiales ENAP Sipetrol S.A. con una participación de un 99% (99.000 acciones) y ENAP Refinerías S.A. con una participación de un 1% (1.000 acciones) formaron la filial EOP Operaciones Petroleras S.A. en la ciudad de Quito, Ecuador, cuya inscripción en el Registro de Escrituras Públicas se realizó con fecha 5 de enero de 2015. EOP Operaciones Petroleras S.A. es miembro Operador en un contrato, con la Secretaría de Hidrocarburos de Ecuador, de Prestación de Servicios para la Exploración y Explotación de Hidrocarburos del Bloque Veinte y ocho (28) de la región Amazónica Ecuatoriana, a través del Consorcio del Bloque 28 constituido el 7 de abril de 2015 por Empresa Pública de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Petroamazonas EP (51%), EOP Operaciones Petroleras S.A.(42%) y Empresa Estatal Unitaria Unión de Empresas Productoras Belorusneft (7%). Las primeras actividades programadas tienen que ver con estudios geológicos de superficie, la tramitación de permisos sociales y ambientales, y la perforación de un pozo exploratorio.

b) Actividad de sociedades incluidas en el ámbito de consolidación: Compañía

Actividad

Enap Refinerías S.A. Enap Sipetrol S.A.

Compra y refinación de crudo y productos derivados. Exploración, producción y comercialización de hidrocarburos y prestar servicios de asesoría en Chile y en el extranjero. Servicios Petroleros. Importación, exportación y operación en general de toda clase de combustibles y subproductos derivados, en

Petro Servicios Corp. S.A. Gas de Chile S.A. Petrosul S.A. Energía Concón S.A. Productora de Diesel S.A. Cía. de Hidrógeno del Bío - Bío S.A. Enap Sipetrol Argentina S.A. Enap Sipetrol (UK) Limited Sipetrol International S.A. Sociedad Internacional Petrolera Enap Ecuador EOP Operaciones Petroleras S.A.

especial gas natural en cualquiera de sus estados. Construcción, implementación, operación y explotación de Plantas de Azufre. Construcción, implementación, operación y explotación de Planta de Cocker. Construcción y operación de Planta destinada a la refinación de productos derivados del petróleo. Construcción y operación de una planta industrial ubicada en el recinto de Enap Refinerías S.A., en la comuna de Talcahuano y destinada a la producción de hidrógeno de alta pureza. Formación de Uniones Transitorias de Empresas (UTE), agrupaciones de colaboración, joint venture, consorcios u otra forma de asociación para exploración, explotación y tranporte de hidrocarburos. Prospecciones, explorar, desarrollar, mantener y trabajar terrenos, pozos, minas y derechos de explotación minera, derechos y concesiones de perforación para contener el petróleo, gas, aceite u otros minerales. Realizar y administrar inversiones. Una o más de las actividades de exploración, explotación o beneficio de yacimientos que contengan hidrocarburos. Exploración, explotación, procesamiento, distribución, comercialización, transporte y servicios petroleros. Estudios geológicos de superficie, y la perforación de un pozo exploratorio.

c) Información financiera resumida de filiales, incluyendo la entidad estructurada. Al 30 de junio de 2015 Compañía Enap Refinerías S.A. Enap Sipetrol S.A. Petro Servicios Corp. S.A. Gas de Chile S.A. Petrosul S.A. Energía Concón S.A. Productora de Diesel S.A. Cía. de Hidrógeno del Bío - Bío S.A. Enap Sipetrol Argentina S.A. Enap Sipetrol (UK) Limited Sipetrol International S.A. Sociedad Internacional Petrolera Enap Ecuador EOP Operaciones Petroleras S.A.

Corriente MUS$ 1.285.535 170.109 1.017 664 10.937 75.213 30.922 3.969 66.236 1.215 72.821 6 29

Activos No corriente MUS$ 2.146.477 716.602 1 3.848 12.378 311.712 17.888 15.585 360.817 151.778 -

Pasivos Coriente No corriente MUS$ MUS$ 2.640.422 306.776 110.719 176.673 13 21 1.781 5.317 76.298 273.267 24.884 5.583 674 4.526 101.832 161.133 168 9.746 25 134

-

Ingresos Ordinarios MUS$ 3.068.228 234.144 364 9.462 1.138 893 141.620 45.300 -

Gastos Ordinarios MUS$ (2.742.350) (183.803) 302 (137.345) (14.905) -

Resultado Período MUS$ 150.196 23.267 (41) 263 2.622 1.335 442 (7.289) 26.766 (204)

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Al 31 de diciembre de 2014 Compañía Enap Refinerías S.A. Enap Sipetrol S.A. Petro Servicios Corp. S.A. Gas de Chile S.A. Petrosul S.A. Energía Concón S.A. Productora de Diesel S.A. Cía. de Hidrógeno del Bío - Bío S.A. Enap Sipetrol Argentina S.A. Enap Sipetrol (UK) Limited Sipetrol International S.A. Sociedad Internacional Petrolera Enap Ecuador

Corriente MUS$ 1.517.981 196.712 1.083 664 7.020 68.789 27.433 3.942 79.960 1.215 94.000 6

Activos No corriente MUS$ 2.191.399 702.867 1 3.848 15.937 332.979 24.869 16.857 390.090 104.223

Pasivos Coriente No corriente MUS$ MUS$ 3.019.763 331.413 140.805 182.677 38 21 2.009 5.226 71.912 297.034 22.632 12.418 2.366 4.651 131.736 166.936 168 10.134 -

-

25

-

Ingresos Ordinarios MUS$ 9.058.779 575.651 1.771 20.442 2.936 3.749 359.388 129.342 -

Gastos Ordinarios MUS$ (8.774.541) (386.474) 1.210 (302.214) (28.738) -

Resultado ejercicio MUS$ 30.750 114.699 (178) 200 1.468 7.942 2.730 1.839 20.924 92.409 -

39. HECHOS POSTERIORES Entre el 1 de julio de 2015 y la fecha de emisión de estos estados financieros consolidados intermedios, no han ocurrido hechos posteriores que puedan afectar significativamente la razonabilidad de estos.

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